ГУБЕРНАТОР СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

УКАЗ

от 30 апреля 2021 года N 252-УГ


Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на период 2022 - 2026 годов

В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" и Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" постановляю:

1. Утвердить схему и программу развития электроэнергетики Свердловской области на период 2022 - 2026 годов (прилагаются).

2. Признать утратившим силу Указ Губернатора Свердловской области от 30.04.2020 N 224-УГ "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на период 2021 - 2025 годов" ("Официальный интернет-портал правовой информации Свердловской области" (www.pravo.gov66.ru), 2020, 3 мая, N 25646) с изменением, внесенным Указом Губернатора Свердловской области от 15.12.2020 N 698-УГ.

3. Контроль за исполнением настоящего Указа возложить на Заместителя Губернатора Свердловской области С.В. Швиндта.

4. Настоящий Указ вступает в силу с 1 января 2022 года.

5. Настоящий Указ опубликовать на "Официальном интернет-портале правовой информации Свердловской области" (www.pravo.gov66.ru).

Губернатор
Свердловской области
Е.В.КУЙВАШЕВ

г. Екатеринбург
30 апреля 2021 года
N 252-УГ

Утверждены
Указом Губернатора
Свердловской области
от 30 апреля 2021 г. N 252-УГ

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2022 - 2026 ГОДОВ

Раздел 1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2022 - 2026 ГОДОВ

Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на период 2022 - 2026 годов разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".

Настоящие схема и программа учитывают:

1) Указ Президента Российской Федерации от 7 мая 2012 года N 596 "О долгосрочной государственной экономической политике";

2) Стратегию социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы, утвержденную Законом Свердловской области от 21 декабря 2015 года N 151-ОЗ "О Стратегии социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы";

3) проект схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы;

4) схемы теплоснабжения муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, на территориях которых расположены объекты электроэнергетики Свердловской области;

5) социально-экономические, экономико-технологические, географические, экологические и ресурсные особенности Свердловской области;

6) сведения о действующих технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

7) предложения системного оператора, сетевых организаций и исполнительных органов государственной власти Свердловской области по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Свердловской области.

Настоящие схема и программа являются основой для разработки инвестиционных программ территориальных сетевых организаций.

Основной целью разработки настоящих схемы и программы является подготовка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формированию стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.

Основными задачами работы по разработке настоящих схемы и программы являются:

1) подготовка предложений по координированному планированию строительства и ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

2) подготовка предложений по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 0,4 кВ и выше по энергосистеме на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования энергосистемы в долгосрочной перспективе;

3) информационное обеспечение деятельности исполнительных органов государственной власти Свердловской области при формировании политики в сфере электроэнергетики Свердловской области;

4) обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса Свердловской области.

Раздел 2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Свердловская область - один из крупнейших регионов Российской Федерации, входящий в состав Уральского федерального округа. Свердловская область находится на Евразийском континенте в четвертом часовом поясе на стыке двух частей света - Европы и Азии, в пределах Уральского горного хребта - Северного и Среднего Урала, а также Восточно-Европейской и Западно-Сибирской равнин. Протяженность территории с запада на восток - около 560 км, с севера на юг - около 660 км. Площадь территории Свердловской области составляет 194,3 тыс. кв. км. Свердловская область граничит на юге с Курганской, Челябинской областями и Республикой Башкортостан, на западе - с Пермским краем, на северо-западе - с Республикой Коми, на северо-востоке - с Ханты-Мансийским автономным округом - Югрой, на востоке - с Тюменской областью.

Климат Свердловской области континентальный, средняя температура января - от -16 до -20 град. C, средняя температура июля - от +16 до +19 град. C, количество осадков - около 500 мм в год.

Численность постоянного населения Свердловской области на 1 января 2021 года составляла 4291886 человек. На территории Свердловской области расположены 47 городов, 26 поселков городского типа, 1802 сельских населенных пункта. Местное самоуправление осуществляется на территориях 94 муниципальных образований. В городах проживает около 85% населения. К наиболее крупным городам относятся Екатеринбург, Нижний Тагил, Каменск-Уральский, Первоуральск, Серов.

По большинству основных социально-экономических показателей развития Свердловская область входит в первую десятку регионов Российской Федерации.

Основная часть населения (более 80%) проживает в следующих промышленных районах: Серово-Богословском, Нижнетагильском, Верхнетагильском, Первоуральском, Екатеринбургском, Асбестовско-Артемовском, Каменск-Уральском, Полевском. Карта-схема Свердловской области с указанием районов приведена на рисунке 1*.

* Рисунок 1 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

Промышленность Свердловской области представлена преимущественно обрабатывающим производством. Профилирующие производства: металлургическое производство (черная и цветная металлургия), производство машин и оборудования, которые обладают высокой фондо- и материалоемкостью с высокой зависимостью от конъюнктуры сырьевых рынков. Добыча полезных ископаемых представлена добычей железных и медных руд, бокситов, асбеста.

В Свердловской области имеются собственные топливно-энергетические ресурсы. Запасы угля незначительны, имеются разведанные запасы нефти на северо-востоке Свердловской области, разработка их по состоянию на 1 февраля 2021 года не велась. В Красноуфимском районе ведется разведка месторождений газа, возможность добычи которого оценивается в размере 1,5 - 2 млрд. куб. м в год. Гидроэнергоресурсы представлены в основном малыми реками. Гидропотенциал оценивается в 300 МВт. На территории Свердловской области располагаются существенные запасы торфа (более 3 млрд. т у. т.). В 1985 году был достигнут максимальный уровень добычи торфа, который составил 3,5 млн. тонн. Добыча торфа и его использование на топливные нужды на протяжении длительного периода сокращались.

Раздел 3. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Глава 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы Свердловской области на 1 февраля 2021 года составила 10557,701 МВт.

Более половины от всей установленной мощности энергосистемы - 50,9% (5378,5 МВт) - приходится на две электростанции: Рефтинскую ГРЭС и Среднеуральскую ГРЭС.

К наиболее крупным электростанциям, расположенным на территории Свердловской области, относятся Рефтинская ГРЭС, Среднеуральская ГРЭС, Верхнетагильская ГРЭС, Серовская ГРЭС, Ново-Свердловская ТЭЦ, Нижнетуринская ГРЭС и Белоярская АЭС.

Энергосистема Свердловской области входит в состав объединенной энергосистемы Урала. Оперативно-диспетчерское управление энергосистемой осуществляется филиалами АО "СО ЕЭС" "Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Урала" и "Региональное диспетчерское управление энергосистем Свердловской и Курганской областей".

Электросетевой комплекс энергосистемы Свердловской области достаточно развит, присутствуют ЛЭП класса напряжения 0,4-6-10-20-35-110-220-500 кВ. Суммарная протяженность ЛЭП 110-220-500 кВ на 1 февраля 2021 года, по данным сетевых организаций, составила 17,1 тыс. км. Суммарная мощность силовых трансформаторов (автотрансформаторов) с высшим номинальным напряжением 110-220-500 кВ на понизительных ПС и электростанциях энергосистемы Свердловской области на 1 февраля 2021 года составила 43,6 тыс. МВА.

Баланс мощности и электрической энергии энергосистемы Свердловской области является избыточным.

Крупнейшими генерирующими компаниями на территории Свердловской области являются АО "Кузбассэнерго", ПАО "Энел Россия", АО "Интер РАО - Электрогенерация", ПАО "ОГК-2", филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс" и АО "Концерн Росэнергоатом".

Крупнейшими сетевыми организациями на территории Свердловской области являются филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", АО "Екатеринбургская электросетевая компания", АО "Облкоммунэнерго", а также Свердловская дирекция по энергообеспечению и Горьковская дирекция по энергообеспечению - структурные подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД". Часть объектов 220 - 110 кВ и ниже принадлежат организациям - потребителям электрической энергии.

Крупнейшими энергосбытовыми организациями на территории Свердловской области являются Свердловский филиал АО "ЭнергосбыТ Плюс", АО "Екатеринбургэнергосбыт", АО "Нижнетагильская Энергосбытовая компания", филиал АО "Русатом Инфраструктурные решения" в городе Новоуральске.

Глава 2. СТРУКТУРА И СОСТАВ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Структура установленной мощности электрических станций, расположенных на территории энергосистемы Свердловской области, по состоянию на 1 февраля 2021 года представлена в таблице 1 и на рисунке 2.

Таблица 1

СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ПО СОСТОЯНИЮ НА 1 ФЕВРАЛЯ 2021 ГОДА

85,8%

┌═══‰

││

││

││

││

││

││

││

││

││14,1%

││┌═══‰

││││0,1%

││││┌═══‰

┌═══┴═══┴═══┬════┴═══┴════┬═══┴═══┴════‰

ТЭС АЭС ГЭС

Рисунок 2. Структура установленной мощности электрических станций, расположенных на территории энергосистемы Свердловской области, по состоянию на 1 февраля 2021 года

Перечень электрических станций, расположенных на территории энергосистемы Свердловской области, по состоянию на 1 февраля 2021 года представлен в таблице 2.

Таблица 2

ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ПО СОСТОЯНИЮ НА 1 ФЕВРАЛЯ 2021 ГОДА

Структура распределения установленной мощности электрических станций с разбивкой по субъектам электроэнергетики Свердловской области по состоянию на 1 февраля 2021 года приведена на рисунке 3.

36%

┌═══‰

││

││

││

││

││

││

15% ││

┌═══‰ ││14%

││││┌═══‰ 13%

││││││┌═══‰

││││││10% ││

││││││┌═══‰ ││8%

││││││││4% ││┌═══‰

││││││││┌═══‰ ││││

││││││││││││││

┌═══┴═══┴════┬══════┴═══┴════════┬═════┴═══┴════┬═══════┴═══┴═════┬═════┴═══┴═════┬════┴═══┴═════┬════┴═══┴════‰

ПАО "Энел АО "Кузбассэнерго" ОАО "Концерн АО "Интер РАО - ПАО "ОГК-2" Филиал Прочие

Россия" (3800 МВт) Росэнергоатом" Электрогенерация" (451 МВт) "Свердловский" производители

(1578,5 МВт) (1485 МВт) (1062,15 МВт) ПАО "Т Плюс" электроэнергии

(1348 МВт) (833,051 МВт)

Рисунок 3. Структура распределения установленной мощности электрических станций Свердловской области по состоянию на 1 февраля 2021 года

Глава 3. ВОЗРАСТНАЯ СТРУКТУРА ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

С 1 марта 2020 года по 1 февраля 2021 года существенных изменений в возрастной структуре оборудования электрических станций на территории энергосистемы Свердловской области не произошло. В указанный период проведены следующие мероприятия:

1) введено в эксплуатацию генерирующее оборудование энергоцентра "Березовский" (АО "НЛМК-Урал") установленной мощностью 6,451 МВт;

2) введено в эксплуатацию генерирующее оборудование ТЭЦ ПАО "НМЗ" (ООО "Штарк Энерджи Серов") установленной мощностью 24,9 МВт;

3) выведено из эксплуатации генерирующее оборудование ТЭЦ-19 (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс") установленной мощностью 8,5 МВт;

4) выведено из эксплуатации генерирующее оборудование ТЭЦ РТИ (ПАО "Уральский завод резиновых технических изделий") установленной мощностью 6 МВт.

По состоянию на 1 февраля 2021 года доля мощностей, введенных с начала 2011 года, составила 28,8%. Мощность генерирующего оборудования, введенного более 60 лет назад (до 1960 года), составила 3,1%. Возрастная структура оборудования электростанций Свердловской области на 1 февраля 2021 года представлена в приложении N 1 к настоящим схеме и программе. График введенной мощности от установленной на 1 февраля 2021 года показан на рисунке 4.

проценты

100 ‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

90 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

80 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

70 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

60 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

50 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

40 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ ├══════┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

30 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │40,0 ││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ ├══════┤

20 ┤│xxxxxx│ ├══════┤│││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ ││

││xxxxxx│ │20,5 ││││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ ││

10 ┤├══════┤│││││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │28,8 │

││3,1 │││││├═5,5══┤ │0,3 │├══2,0═┤ ││

0 └══┴══════┴═┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴═══‰

до 1960 1961 - 1970 1971 - 1980 1981 - 1990 1991 - 2000 2001 - 2010 2011 - 2020 год

┌══════‰

│xxxxxx│ Установленная мощность, проценты

└══════…

┌══════‰

││Вводимая в процентах от установленной, проценты

└══════…

Рисунок 4. График введенной мощности от установленной на 1 февраля 2021 года

Глава 4. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Основу электросетевого комплекса энергосистемы Свердловской области составляют электрические сети напряжением 0,4-6-10-20-35-110-220-500 кВ. Основные характеристики электросетевого хозяйства Свердловской области:

С 1 марта 2020 года по 1 февраля 2021 года в части характеристик электросетевого комплекса на территории энергосистемы Свердловской области произошли следующие изменения:

1) в 2020 году введена в эксплуатацию ПС 110 кВ Известь с установкой трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА с присоединением к сети ответвлением от ВЛ 110 кВ Кадниковская - Свобода;

2) в 2020 году для проведения пусконаладочных работ поставлен под напряжение силовой трансформатор Т-1 мощностью 10 МВА ПС 110 кВ Балтымская. Ввод в эксплуатацию Т-1 планируется осуществить во II квартале 2021 года;

3) в 2020 году на ПС 110 кВ Горный Щит выведен из эксплуатации Т-2 мощностью 16 МВА с последующей заменой на новый в рамках реконструкции ПС 110 кВ Горный Щит.

Основные характеристики приведены по данным наиболее крупных сетевых организаций на территории Свердловской области, таких как филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала", филиал "Свердловэнерго" ОАО "МРСК Урала", АО "Екатеринбургская электросетевая компания", АО "Облкоммунэнерго" и ОАО "РЖД". На территории Свердловской области также функционирует более 45 территориальных сетевых организаций. Характеристика электросетевого комплекса Свердловской области по классам напряжения на 1 февраля 2021 года приведена в приложении N 2 к настоящим схеме и программе.

Глава 5. ОСНОВНЫЕ ВНЕШНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВЯЗИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Энергосистема Свердловской области входит в объединенную энергосистему Урала и граничит с энергосистемами Пермского края, Челябинской и Курганской областей, Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов, Республики Башкортостан. Внешние электрические связи энергосистемы Свердловской области представлены в таблице 3.

Таблица 3

ВНЕШНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВЯЗИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Глава 6. АНАЛИЗ БАЛАНСА РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 КВ И ВЫШЕ, А ТАКЖЕ РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ВВОДУ ИСТОЧНИКОВ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И СРЕДСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Напряжение в электрической сети 110-220-500 кВ энергосистемы Свердловской области контролируется и регулируется в контрольных пунктах по напряжению. Заданные уровни напряжений в контрольных пунктах выдерживаются путем отдачи субъектам электроэнергетики команд на изменение режима работы генерирующего оборудования по реактивной мощности, режима работы средств компенсации реактивной мощности, коэффициента трансформации автотрансформаторов и иное.

В целях регулирования напряжения в сети 110-220-500 кВ энергосистемы Свердловской области на энергообъектах установлены и используются следующие виды средств компенсации реактивной мощности: шунтирующие реакторы и батареи статических конденсаторов. Суммарная установленная мощность средств компенсации реактивной мощности на 1 февраля 2021 года составила 976,72 Мвар.

Перечень существующих средств компенсации реактивной мощности с номинальным напряжением 110 кВ и выше и их характеристики приведены в приложении N 3 к настоящим схеме и программе.

Анализ баланса реактивной мощности в электрической сети 110-220-500 кВ энергосистемы Свердловской области показывает, что существующих средств компенсации реактивной мощности и других устройств (оборудования), обеспечивающих регулирование напряжения, достаточно для поддержания напряжения в сети в допустимых пределах, разработка рекомендаций по вводу дополнительных источников реактивной мощности и средств компенсации реактивной мощности не требуется.

Глава 7. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Период с 2016 до начала 2018 года характеризуется приростом потребления электрической энергии в энергосистеме Свердловской области, что связано с восстановлением экономической ситуации после введенных ранее внешних экономических санкций.

В 2020 году зафиксировано существенное снижение потребления электрической энергии в энергосистеме Свердловской области. В 2020 году по сравнению с 2019 годом потребление электрической энергии снизилось на 4,0%, что связано с эпидемиологическими факторами (распространение новой коронавирусной инфекции (COVID-19)).

Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Свердловской области за 2016 - 2020 годы представлена в таблице 4 и на рисунке 5. Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Свердловской области по отношению к предыдущему году показана на рисунке 6.

Таблица 4

ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА 2016 - 2020 ГОДЫ

млн. кВт.ч

‰

44000,0 ┤

│

43500,0 ┤43489,6

│┌══════‰ 43078,8

43000,0 ┤42872,1 ││┌══════‰

│┌══════‰ ││││

42500,0 ┤42426,0 ││││││

│┌══════‰ ││││││

42000,0 ┤││││││││

│││││││││

41500,0 ┤││││││││41347,0

│││││││││┌══════‰

41000,0 ┤││││││││││

│││││││││││

40500,0 ┤││││││││││

│││││││││││

40000,0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═‰

2016 2017 2018 2019 2020 год

Рисунок 5. Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Свердловской области за 2016 - 2020 годы

Динамика

потребления

в процентах

2,0 ‰

│

│

│

│1,4

│1,1 ┌══════‰

1,0 ┤┌════‰ ││

│││││

│││││

│││││

│││││

│││││

0,0 ┼════┬══════┬═┬══┴════┴══┬═┴══════┴═┬═┬══════┬═┬═┬══════┬═‰

││2016 │2017 2018 │2019 ││2020 │год

│││││││

│││││││

│││└══════…││

-1,0 ┤││-0,9 ││

│└══════…││

│-1,2 ││

│││

-2,0 ┤││

│││

│││

│││

-3,0 ┤││

│││

│││

│││

-4,0 ┤└══════…

│-4,0

│

│

│

-5,0 …

Рисунок 6. Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Свердловской области по отношению к предыдущему году

Период с 2016 до конца 2020 года характеризуется разнонаправленной динамикой изменения максимумов потребления мощности. Одним из определяющих факторов, который оказывает влияние на величину максимума потребления мощности энергосистемы, является температура наружного воздуха.

Годовые объемы потребления электрической энергии в большей степени определяют объективную динамику потребления электрической энергии и мощности, преимущественно обусловленную макроэкономическими факторами, поскольку на годовом интервале климатические факторы в основном нивелированы.

По сравнению с 2019 годом в 2020 году максимум потребления мощности уменьшился на 443 МВт, или на 6,9%. На такое значительное снижение потребления помимо температурного фактора также оказал влияние эпидемиологический фактор (распространение новой коронавирусной инфекции (COVID-19)).

Динамика изменения максимума потребления мощности энергосистемы Свердловской области за 2016 - 2020 годы представлена в таблице 5. Годовой максимум потребления мощности энергосистемы Свердловской области показан на рисунке 7. График изменения максимумов потребления мощности энергосистемы Свердловской области по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 8.

Таблица 5

ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ МАКСИМУМА ПОТРЕБЛЕНИЯ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА 2016 - 2020 ГОДЫ

МВт

6700 ‰ 6620

│┌══════‰

6600 ┤││

│││

6500 ┤││6460

│││┌══════‰ 6456

6400 ┤││││┌══════‰

│││││6349 ││

6300 ┤││││┌══════‰ ││

│││││││││

6200 ┤││││││││

│││││││││

6100 ┤││││││││

│││││││││6013

6000 ┤││││││││┌══════‰

│││││││││││

5900 ┤││││││││││

│││││││││││

5800 ┤││││││││││

│││││││││││

5700 ┼════┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═‰

2016 2017 2018 2019 2020 год

Рисунок 7. Годовой максимум потребления мощности энергосистемы Свердловской области

Изменение максимума

нагрузки в процентах

6,0 ‰

│

│4,7

│┌══════‰

4,0 ┤││

│││

│││

│││

2,0 ┤││1,7

│││┌══════‰

│││││

│││││

0,0 ┼════┴══════┴═┬═┬══════┬═┬═┬══════┬═┬═┴══════┴═┬═┬══════┬══‰ год

│2016 │2017 ││2018 │2019 │2020 │

│││││││

│││└══════…││

-2,0 ┤││-1,7 ││

│└══════…││

│-2,4 ││

│││

-4,0 ┤││

│││

│││

│││

-6,0 ┤││

│└══════…

│-6,9

│

-8,0 …

Рисунок 8. График изменения максимумов потребления мощности энергосистемы Свердловской области по отношению к предыдущему году

Глава 8. СТРУКТУРА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

В структуре потребления электрической энергии Свердловской области преобладают промышленные потребители. Наибольшую долю в электропотреблении составляют потребители черной и цветной металлургии - около 28%, население - около 11%, собственные нужды электростанций (энергетика) - около 8%, добывающая промышленность - около 5%.

Структура потребления электрической энергии Свердловской области показана на рисунке 9.

Перечень наиболее крупных существующих потребителей электрической энергии в энергосистеме Свердловской области приведен в приложении N 4 к настоящим схеме и программе.

Перечень наиболее крупных перспективных потребителей электрической энергии в энергосистеме Свердловской области приведен в приложении N 5 к настоящим схеме и программе.

38%

┌═══‰

││

28% ││

┌═══‰ ││

││││

││││

││││

││││

││││11%

││8% ││┌═══‰

││┌═══‰ ││││

││││5% ││││4%

││││┌═══‰ 2% ││││┌═══‰ 2%

││││││1% ┌═══‰ ││1% ││││┌═══‰

││││││┌═══‰ ││││┌═══‰ ││││││

┌═══┴═══┴════┬═══┴═══┴═══┬════┴═══┴═════┬════┴═══┴════┬════┴═══┴═════┬════┴═══┴══════┬════┴═══┴══════┬═══┴═══┴═══┬═══┴═══┴═══┬═══┴═══┴═════‰

Черная и Энергетика Добывающая Перекачка Химическая Другие виды Производство Население Электро- Потери ЕНЭС

цветная промышленность нефти и газа промышленность деятельности стройматериалов транспорт

металлургия

Рисунок 9. Структура потребления электрической энергии Свердловской области

Глава 9. СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО ТИПАМ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ВИДАМ СОБСТВЕННОСТИ

Производство электрической энергии в энергосистеме Свердловской области в 2020 году составило 56417,0 млн. кВт.ч, что выше уровня 2019 года на 176,7 млн. кВт.ч.

Структура выработки электрической энергии в 2016 - 2020 годах представлена в таблице 6 и на рисунке 10.

Таблица 6

СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В 2016 - 2020 ГОДАХ

млн. кВт.ч

┌═══════‰

┌═══════‰ ┌═══════‰ │19,8 │┌════════‰

┌═══════‰ │26,2 ││19,8 ││yyyyyyy│ │21,6 │

│19,2 ││yyyyyyy│ │yyyyyyy│ ├═══════┤│yyyyyyyy│

│yyyyyyy│ ├═══════┤├═══════┤││├════════┤

├═══════┤│││││9778,69│ ││

50000 ‰ │││10201,9│ │8838,2│ │││10831,05│ ┌═‰

││8399,8 │││├═══════┤├═══════┤│││y│ ГЭС

│││├═══════┤│xxxxxxx│ │xxxxxxx│ ├════════┤└═…

│├═══════┤│xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ ┌═‰

40000 ┤│xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ ││АЭС

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ └═…

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ ┌═‰

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │x│ ТЭС

30000 ┤│xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ └═…

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││42984,2│ │44551,8│ │45942,5│ │46441,8│ │45564,3 │

20000 ┤│xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

10000 ┤│xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│

0 ┼══┴═══════┴═══┬═══┴═══════┴═══┬═══┴═══════┴═══┬═══┴═══════┴═══┬══┴════════┴══‰

2016 2017 2018 2019 2020 год

Рисунок 10. Структура выработки электрической энергии в 2016 - 2020 годах

Глава 10. ХАРАКТЕРИСТИКА БАЛАНСОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА 2016 - 2020 ГОДЫ

В период с 2016 по 2020 год энергосистема Свердловской области была избыточной как по мощности, так и по электрической энергии. Баланс электрической энергии энергосистемы Свердловской области приведен в таблице 7. Баланс мощности энергосистемы Свердловской области приведен в таблице 8.

Таблица 7

БАЛАНС ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Таблица 8

БАЛАНС МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Избытки сальдо перетоков электрической энергии и мощности энергосистемы Свердловской области за 2016 - 2020 годы приведены на рисунках 11 и 12.

млн. кВт.ч

16000 ‰

│15070,0

│┌═════‰

14000 ┤││

│13161,5 ││

│┌═════‰ ││

12000 ┤11907,8 ││││

│┌═════‰ 11311,0 ││││

│││┌═════‰ ││││

10000 │││││││││

│8977,2 ││││││││

│┌═════‰ ││││││││

8000 ┤││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

6000 ┤││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

4000 ┤││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

2000 ┤││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

0 ┼═┴═════┴═┬═┴═════┴═┬═┴═════┴══┬═┴═════┴═┬═┴═════┴══‰

2016 2017 2018 2019 2020 год

Рисунок 11. Избыток сальдо перетоков электрической энергии энергосистемы Свердловской области за 2016 - 2020 годы

МВт

2000 ‰

│

1800 │1786

│┌══════‰

1600 ┤││1583 1555

│││┌══════‰ ┌══════‰

1400 ┤││1254 ││1346 ││

│││┌══════‰ ││┌══════‰ ││

1200 ┤││││││││││

│││││││││││

1000 ┤││││││││││

│││││││││││

800 ┤││││││││││

│││││││││││

600 ┤││││││││││

│││││││││││

400 ┤││││││││││

│││││││││││

200 ┤││││││││││

│││││││││││

0 ┼═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═‰

2016 2017 2018 2019 2020 год

Рисунок 12. Избыток сальдо перетоков мощности энергосистемы Свердловской области за 2016 - 2020 годы

Глава 11. МОНИТОРИНГ ПРИРОСТА ФАКТИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ, А ТАКЖЕ ПОСТУПАЮЩИХ ЗАЯВОК ОБ ОСУЩЕСТВЛЕНИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРИСОЕДИНЕНИЯ В ГОРОДЕ ЕКАТЕРИНБУРГЕ

Данные мониторинга прироста фактической нагрузки, а также поступающих заявок об осуществлении технологического присоединения в энергорайонах города Екатеринбурга, в которых фиксируется наибольшее количество таких заявок (Екатеринбургский энергорайон, энергорайон ПС 110 кВ Сибирская, энергорайон транзита 110 кВ Южная - Нижне-Исетская - Сибирская), приведены на рисунках 13 - 18.

Анализ приведенных на рисунках 13 - 18 графиков свидетельствует об отсутствии прироста потребления электрической мощности в энергорайонах города Екатеринбурга, в которых фиксируется наибольшее количество поступающих заявок об осуществлении технологического присоединения.

Суммарная

максимальная

мощность

Потребление энергопринимающих

энергорайона, устройств,

МВт МВт

1600 ‰ 1533 1502 ┌400,0

│1435 x 1453 x 1488 │

┤x x x 1441 ├350,0

│x │

1200 ┤290,0 ├300,0

│┌══════‰ │

┤││├250,0

││││

800 ┤││181,9 ├200,0

│││┌══════‰ 153,9 │

┤││││126,0 127,7 ┌══════‰ 131,6 ├150,0

│││││┌══════‰ ┌══════‰ ││┌════════‰ │

400 ┤││││││││││││├100,0

││││││││││││││

┤││││││││││││├50,0

││││││││││││││

0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴════════┴═┤0,0

2015 год 2016 год 2017 год 2018 год 2019 год 2020 год

┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…процедура технологического присоединения в отношении которых

завершена, МВт

x потребления энергорайона, МВт

Рисунок 13. Динамика прироста фактической нагрузки в Екатеринбургском энергорайоне

Суммарная

максимальная

мощность

энергопринимающих

устройств, МВт

500 ‰

│467,3

│┌══════‰

400 ┤││

│││

300 ┤││

│││

200 ┤││193,1

│││┌══════‰

│││││

100 ┤││││

│││││27,5

│││││┌══════‰ 19,7

│││││14,8 ││┌══════‰

│││││6,1 ┌══════‰ ││││

│││││┌══════‰ ││││││

0 ┼═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══┬═┴══════┴══┬═┴══════┴═‰

2021 год 2022 год 2023 год 2024 год 2025 год 2026 год

┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…планируемых к присоединению в соответствующем году, МВт

Рисунок 14. Объем поступающих заявок об осуществлении технологического присоединения в Екатеринбургском энергорайоне

Суммарная

максимальная

мощность

Потребление энергопринимающих

энергорайона, устройств,

МВт МВт

500 ‰ 478 483 477 ┌200,0

│x x 460 x 465 │

450 ┤x x 446 ├180,0

│x │

400 ┤├160,0

││

350 ┤├140,0

││

300 ┤├120,0

││

250 ┤├100,0

│86,7 │

200 ┤┌══════‰ 74,9 ├80,0

│││┌══════‰ │

150 ┤││││47,2 ├60,0

│││││┌══════‰ 39,5 │

100 ┤││││35,5 34,8 ││┌════════‰├ 40,0

│││││┌══════‰ ┌══════‰ │││││

50 ┤││││││││││││├20,0

││││││││││││││

0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴════════┴┼0,0

2015 год 2016 год 2017 год 2018 год 2019 год 2020 год

┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…процедура технологического присоединения в отношении которых

завершена, МВт

x потребления энергорайона, МВт

Рисунок 15. Динамика прироста фактической нагрузки в энергорайоне ПС 110 кВ Сибирская

Суммарная

максимальная

мощность

энергопринимающих

устройств, МВт

500 ‰

│

│

│

400 ┤

│

│

│

300 ┤

│

│

│

200 ┤196,9

│┌══════‰

│││111,0

│││┌══════‰

100 ┤││││

│││││6,4 7,2

│││││0,1 ┌══════‰ ┌══════‰

│││││┌══════‰ ││││0,0

0 ┼══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══┬═┴══════┴══┬═┴═══════┴══‰

2021 год 2022 год 2023 год 2024 год 2025 год 2026 год

┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…планируемых к присоединению в соответствующем году, МВт

Рисунок 16. Объем поступающих заявок об осуществлении технологического присоединения в энергорайоне ПС 110 кВ Сибирская

Суммарная

максимальная

мощность

Потребление энергопринимающих

энергорайона, устройств,

МВт МВт

150 ‰ ┌100,0

│136 │

│133 131 130 x ├90,0

│x 124 x x │

│115 x ├80,0

│x │

100 ┤├70,0

││

│├60,0

││

│├50,0

││

│├40,0

50 ┤31,9 │

│┌══════‰ ├30,0

│21,1 │││

│┌══════‰ ││16,9 18,7 ├20,0

│││││13,5 14,1 ┌══════‰ ┌══════‰ │

│││││┌══════‰ ┌══════‰ ││││├10,0

││││││││││││││

0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┴═┴══════┴═┼0,0

2015 год 2016 год 2017 год 2018 год 2019 год 2020 год

┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…процедура технологического присоединения в отношении которых

завершена, МВт

x потребления энергорайона, МВт

Рисунок 17. Динамика прироста фактической нагрузки в энергорайоне транзита 110 кВ Южная - Нижне-Исетская - Сибирская

Суммарная

максимальная

мощность

энергопринимающих

устройств, МВт

150 ‰

│

│

│

│

100 ┤

│74,9

│┌══════‰

│││

│││

50 ┤││33,6

│││┌══════‰

│││││

│││││2,0

│││││0,0 0,0 ┌══════‰ 0,0

0 ┼═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══┬═┴══════┴═┬═┴═══════┴‰

2021 год 2022 год 2023 год 2024 год 2025 год 2026 год

┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…планируемых к присоединению в соответствующем году, МВт

Рисунок 18. Объем поступающих заявок об осуществлении технологического присоединения в энергорайоне транзита 110 кВ Южная - Нижне-Исетская - Сибирская

Глава 12. УСТАНОВЛЕННАЯ ТЕПЛОВАЯ МОЩНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Информация об установленной тепловой мощности, основном и резервном топливе электростанций, находящихся на территории Свердловской области, по состоянию на 1 февраля 2021 года представлена в таблице 9.

Таблица 9

УСТАНОВЛЕННАЯ ТЕПЛОВАЯ МОЩНОСТЬ, ОСНОВНОЕ И РЕЗЕРВНОЕ ТОПЛИВО ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ, НАХОДЯЩИЕСЯ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ПО СОСТОЯНИЮ НА 1 ФЕВРАЛЯ 2021 ГОДА

Глава 13. СТРУКТУРА ТОПЛИВНОГО БАЛАНСА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ

Достигнутый уровень производства электроэнергии на электростанциях Свердловской области - 56,4 млрд. кВт.ч (в том числе 10,8 млрд. кВт.ч на АЭС). Кроме того, на электростанциях вырабатывается более 54% тепловой энергии, производимой в Свердловской области.

Структура органического топлива, используемого при выработке электроэнергии тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 56%, уголь - 43%, мазут - 1%.

Структура топлива, используемого в целях производства тепла тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 83%, уголь - 12%, продукты переработки нефти - 2%, прочее - 3%.

Общая структура топливного баланса электростанций Свердловской области с учетом топливного коэффициента АЭС составляет: газ - 45,2%, уголь - 36,4%, ядерное топливо - 16,1%, прочее - 2,3%.

Основной угольной базой для электростанций Свердловской области является Экибастузский бассейн (Республика Казахстан, Павлодарская область). Природный газ поступает из Западной Сибири. Структура топливного баланса электроэнергетического комплекса Свердловской области представлена на рисунке 19.

45,2%

┌══════‰

││

││36,4%

││┌══════‰

││││

││16,1% ││

││┌══════‰ 2,3% ││

││││┌══════‰ ││

┌══┴══════┴════┴══════┴════════┴══════┴═══┴══════┴═‰

Газ Ядерное топливо Прочее Уголь

Рисунок 19. Структура топливного баланса электроэнергетического комплекса Свердловской области

Наличие в Свердловской области Рефтинской ГРЭС - крупнейшей электростанции в стране, использующей уголь в качестве основного топлива, обусловило более высокую долю угля в топливном балансе Свердловской области, чем по Российской Федерации в целом. Обеспечивая диверсифицированность топливной базы, Рефтинская ГРЭС тем не менее является крупнейшим в регионе загрязнителем, который наряду с выбросами оксидов углерода, азота и серы в атмосферу образует ежегодно около 4 млн. тонн твердых остатков в виде золы.

Глава 14. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ И СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОЭНЕРГИИ ОТ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Достигнутый уровень производства тепловой энергии составляет 64,8 млн. Гкал/год, из них 54% производится на электростанциях ОГК и ТГК, то есть с использованием когенерации. Кроме того, в покрытии тепловых нагрузок участвуют котельные и станции промышленных предприятий.

Необходимо отметить, что в Свердловской области наблюдается рост числа котельных, в том числе крышных, в зонах действия централизованного теплоснабжения, в связи с чем снижается доля комбинированной выработки тепла от электростанций, ухудшаются их технико-экономические показатели, увеличивается тарифная нагрузка на оставшихся потребителей, ухудшается экологическая обстановка в городах. Кроме того, для крышных котельных невозможно создать запас резервного топлива из-за требований безопасности при хранении топлива.

Глава 15. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

К основным потребителям тепловой энергии в виде отопительно-вентиляционной нагрузки, нагрузки горячего водоснабжения и технологической нагрузки промышленных предприятий относятся промышленный комплекс и население Свердловской области.

Наиболее крупными промышленными потребителями тепловой энергии являются АО "ЕВРАЗ Нижнетагильский металлургический комбинат", ООО "ВИЗ-Сталь", ПАО "Надеждинский металлургический завод", АО "ЕВРАЗ Качканарский горно-обогатительный комбинат", АО "Первоуральский новотрубный завод", ПАО "Уралмашзавод", филиал АО "РУСАЛ Урал" в Краснотурьинске "Объединенная компания РУСАЛ Богословский алюминиевый завод" и филиал АО "РУСАЛ Урал" в Каменске-Уральском "Объединенная компания РУСАЛ Уральский алюминиевый завод".

Глава 16. АНАЛИЗ НАЛИЧИЯ ВЫПОЛНЕННЫХ СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

В настоящей главе приведены результаты анализа выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, отмечены предложения по строительству (выводу из эксплуатации, реконструкции, техническому перевооружению) источников тепловой энергии. В целях более подробного описания проблематики в существующей системе теплоснабжения муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, ниже представлены результаты анализа существующего состояния и перспектив развития систем теплоснабжения по некоторым из крупных населенных пунктов Свердловской области. Общая сводная таблица наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, приведена в приложении N 6 к настоящим схеме и программе.

Основными критериями при разработке перспективных вариантов развития схемы теплоснабжения являются надежность и качество теплоснабжения, минимизация капитальных затрат.

При разработке схем теплоснабжения должны рассматриваться все возможные варианты повышения их эффективности, в том числе:

1) оптимизация сложившихся зон теплоснабжения в целях минимизации программы мероприятий по новому строительству (изменение режимов работы тепловых сетей и источников);

2) закрытие низкоэффективных котельных;

3) возможность работы низкоэффективных котельных в "пиковом" режиме;

4) внедрение энергосберегающих мероприятий;

5) перевод потребителей с открытой схемы подключения на закрытую.

Федеральный закон от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении" предполагает повсеместный переход теплоснабжения на закрытую схему при проектировании новых тепловых сетей и реконструкции существующих. Реализация перехода на закрытую схему - задача муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области.

Согласно Постановлению Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" в рамках схемы теплоснабжения должны быть обоснованы следующие предложения:

1) реконструкция и строительство тепловых сетей, обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки из зон с дефицитом тепловой мощности в зоны с избытком тепловой мощности (использование существующих резервов);

2) строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки под жилищную, комплексную или производственную застройку в осваиваемых районах поселения;

3) строительство тепловых сетей, обеспечивающих условия, при наличии которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надежности теплоснабжения;

4) строительство или реконструкция тепловых сетей для повышения эффективности функционирования системы теплоснабжения, в том числе за счет перевода котельных в "пиковый" режим работы или ликвидации котельных;

5) строительство тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности теплоснабжения;

6) реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки;

7) реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса;

8) строительство и реконструкция насосных станций.

Глава 17. ОПИСАНИЕ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА

Система теплоснабжения города Екатеринбурга является крупнейшей в Свердловской области. Численность населения города Екатеринбурга на 1 января 2021 года составляет 1378,9 тыс. человек, площадь территории - 1143 кв. км.

В городе Екатеринбурге преобладает централизованное теплоснабжение от ТЭЦ, крупных муниципальных районных и промышленных котельных, в организации которого участвуют 43 предприятия. Всего на территории города Екатеринбурга работает более 100 теплоисточников.

Базовыми источниками теплоснабжения являются источники с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии:

1) Ново-Свердловская ТЭЦ, Свердловская ТЭЦ, ТЭЦ ул. Фронтовых бригад, д. 18, Академическая ТЭЦ, ТЭЦ-19 ул. Окраинная, д. 48 (ПАО "Т Плюс");

2) Среднеуральская ГРЭС (ПАО "Энел Россия");

3) ТЭЦ ВИЗа (ЗАО МК "Уралметпром");

4) ТЭЦ ЭПК УрФУ;

5) электростанции АО "ГТ Энерго".

От ТЭЦ и ГРЭС обеспечивается около 65% суммарной нагрузки потребителей города, от крупных котельных теплопроизводительностью более 100 Гкал/ч - 21%.

Энергоисточниками объединенной системы централизованного теплоснабжения обеспечивается около 69% суммарной нагрузки потребителей города.

В городе Екатеринбурге центральным отоплением оборудовано около 23 млн. кв. м жилой площади (96% жилого фонда города Екатеринбурга), горячим водоснабжением - около 21,5 млн. кв. м жилой площади (90% жилого фонда города Екатеринбурга). Производительность водоподготовок для обеспечения горячего водоснабжения потребителей по схеме "открытого" водоразбора и восполнения утечек в сетях и потребительских системах составляет около 13000 куб. м/ч, в том числе в системе централизованного теплоснабжения - 10950 куб. м/ч.

Суммарная установленная тепловая мощность теплоисточников города Екатеринбурга составляет 8745 Гкал/ч, располагаемая мощность нетто - 7698 Гкал/ч, расчетная нагрузка - 5154 Гкал/ч.

Характеристика зон теплоснабжения города Екатеринбурга представлена в таблице 10.

Таблица 10

ХАРАКТЕРИСТИКА ЗОН ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА

Параграф 1. ОБЪЕМ, СТРУКТУРА И ДИНАМИКА РЫНКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА

Структура отпуска тепловой энергии в зоне централизованного теплоснабжения приведена в таблице 11.

Таблица 11

СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В ЗОНЕ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Параграф 2. ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕЙСТВУЮЩИХ МАГИСТРАЛЬНЫХ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

Протяженность тепловых сетей в границах муниципального образования "город Екатеринбург" на 1 января 2021 года составляла 3517,98 км в однотрубном исчислении (суммарная протяженность тепловых сетей собственных, арендуемых, принятых по концессионному соглашению, обслуживаемых по договору эксплуатации, бесхозяйных, включая протяженность тепловых сетей города Березовского, переданных АО "ЕТК" по концессионному соглашению, составляет 3593,3 км), в том числе:

1) протяженность собственных и арендуемых тепловых сетей АО "ЕТК" в границах муниципального образования "город Екатеринбург" - 2946,3 км (суммарная протяженность всех тепловых сетей АО "ЕТК", включая город Березовский, - 3021,3 км);

2) протяженность тепловых сетей АО "ЕТК", переданных на обслуживание по договору эксплуатации АО "ЕТК", - 51,77 км;

3) протяженность тепловых сетей МУП "Екатеринбургэнерго" - 293,592 км, в том числе переданных в аренду АО "ЕТК", - 233,223 км, переданных на обслуживание по договору эксплуатации АО "ЕТК", - 51,77 км;

4) суммарная протяженность тепловых сетей прочих ведомств - 425,75 км;

5) суммарная протяженность бесхозяйных тепловых сетей - 94,12 км.

В тепловых сетях ОСЦТ города Екатеринбурга функционируют 12 насосно-перекачивающих станций.

Параграф 3. ПРОГНОЗ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА

Прирост тепловых нагрузок к 2030 году в границах города Екатеринбурга в зоне действия источников тепловой энергии с учетом требований к энергетической эффективности зданий, строений и сооружений по прогнозам составит 869,9 Гкал/ч, из них:

581,4 Гкал/ч - в период 2018 - 2025 годов;

288,5 Гкал/ч - в период 2026 - 2030 годов.

С учетом городов-спутников прирост составит 1025,9 Гкал/ч, из них:

714,8 Гкал/ч - в период 2018 - 2025 годов;

311,1 Гкал/ч - в период 2026 - 2030 годов.

Наибольший прирост теплопотребления ожидается в следующих районах (микрорайонах): Орджоникидзевский, ВИЗ-Правобережный, Уралмаш, Эльмаш, юг Центра, в том числе в мкр-н "Академический" и район УрФУ.

В целях обеспечения ожидаемого роста теплопотребления жилого фонда в соответствии с требованиями Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении" актуализирована схема теплоснабжения муниципального образования "город Екатеринбург" до 2030 года, утвержденная Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 26.10.2018 N 933 "Об утверждении актуализированной схемы теплоснабжения муниципального образования "город Екатеринбург" до 2030 года".

Параграф 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ПЕРСПЕКТИВНОЙ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ В РАЗРЕЗЕ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Город Екатеринбург характеризуется высокой долей коммунального потребления. Перспективное развитие в городе Екатеринбурге в основном связано с интенсивным жилищным строительством в зоне городской застройки, а также освоением новых крупных планировочных районов.

В общем виде концепция развития города Екатеринбурга отражена в Генеральном плане развития городского округа - муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года, утвержденном Решением Екатеринбургской городской Думы от 06.07.2004 N 60/1 "Об утверждении Генерального плана развития городского округа - муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года", основные положения которого предусматривают отток производственных функций из Центрального планировочного района, разуплотнение промышленного пояса срединного кольца и развитие производственных территорий в третьем поясе.

При прогнозе перспективной нагрузки необходимо учитывать следующие обстоятельства:

1) дальнейшее снижение собственного теплопотребления существующими потребителями. Большая часть потребителей уже имеет общедомовые приборы учета, количество квартирных водосчетчиков также будет увеличиваться. Повышение стоимости топлива и соответствующий рост тарифов стимулируют потребителей к экономии. Правительством Свердловской области и Администрацией города Екатеринбурга разработаны и реализуются программы энергосбережения;

2) новые здания оборудуются индивидуальными источниками тепла, в основном газовыми котлами, соответственно, новые потребители к системе централизованного теплоснабжения не подключаются, что снижает энергоэффективность всей системы;

3) вводимые новые здания имеют гораздо меньшее теплопотребление.

С учетом этих обстоятельств возникновение локальных дефицитов и ограничений по пропускной способности сетей можно сократить путем ускорения процессов энергосбережения в районах ожидаемого дефицита.

Параграф 5. ТЕКУЩИЙ И ПЕРСПЕКТИВНЫЙ БАЛАНС ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ВКЛЮЧАЯ ОЦЕНКУ ОГРАНИЧЕНИЙ ПО ВЫДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ

По состоянию на 1 февраля 2021 года:

установленная мощность энергоисточников города Екатеринбурга составила 8748 Гкал/ч;

располагаемая мощность энергоисточников города Екатеринбурга составила 7698 Гкал/ч;

величина расчетной тепловой нагрузки на коллекторах по городу Екатеринбургу составила 5154 Гкал/ч.

В целом дефицит существующей тепловой мощности не выявлен.

Параграф 6. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, РЕКОНСТРУКЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОМУ ПЕРЕВООРУЖЕНИЮ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ "ГОРОД ЕКАТЕРИНБУРГ"

В зонах нового строительства, не обеспеченных теплоснабжением, в соответствии с прогнозом перспективной застройки и прогнозом прироста тепловой нагрузки строительство объектов теплопотребления предполагается к 2030 году.

Для покрытия перспективного спроса на тепловую нагрузку в период до 2030 года планируется строительство пяти котельных:

1) котельная ЖР Компрессорного;

2) котельная мкр-на Новокольцовского (котельная мкр-на Новокольцовского планируется для обеспечения объектов XXXII Всемирной летней универсиады 2023 года, а также перспективной застройки микрорайона; строительство котельной планируется за счет средств ПАО "Т Плюс");

3) котельная ПР Шарташского;

4) котельная поселка Сысерть;

5) котельная Краснофлотцев, д. 48б.

Раздел 4. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Глава 18. ОСОБЕННОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Электроэнергетический комплекс Свердловской области характеризуется следующими особенностями:

1) наличие значительной доли электростанций, работающих в базовой части графика нагрузок (атомные и ТЭЦ);

2) избыточный баланс электрической энергии и мощности энергосистемы;

3) диверсифицированность объектов по производству электрической энергии по топливу, позволяющая обеспечить более надежное электроснабжение потребителей;

4) практически полная зависимость Свердловской области от ввозимых энергоресурсов;

5) отсутствие централизованного электроснабжения ряда удаленных населенных пунктов на территории Свердловской области;

6) развитые межсистемные связи, обеспечивающие возможность выдачи избыточной мощности в дефицитные энергосистемы через соседние энергосистемы (Пермского края, Курганской и Челябинской областей).

Глава 19. ЭНЕРГОРАЙОНЫ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕСЯ ПОВЫШЕННОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ ВЫХОДА ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА ИЗ ОБЛАСТИ ДОПУСТИМЫХ ЗНАЧЕНИЙ ("УЗКИЕ" МЕСТА)

Энергорайон, характеризующийся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений ("узкое" место), - энергорайон (энергоузел), в котором при расчетных условиях прогнозируется недопустимое изменение параметров электроэнергетического режима.

При выполнении расчетов с учетом наличия контролируемого сечения "Салда", состоящего из ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками, рассматривались следующие схемно-режимные ситуации:

1) для режима зимних максимальных нагрузок рассматривались нормальная схема и единичная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения (свыше 20 минут после нормативного возмущения в нормальной схеме);

2) для летних максимальных нагрузок при температуре периода экстремально высоких температур рассматривались нормальная схема и единичная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения (свыше 20 минут после нормативного возмущения в нормальной схеме);

3) для режима летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца рассматривались нормальная схема, единичная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения (свыше 20 минут после нормативного возмущения в нормальной схеме), а также двойная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения в единичной ремонтной схеме (свыше 20 минут после нормативного возмущения в единичной ремонтной схеме).

Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима рассматривались все возможные схемно-режимные мероприятия, в том числе мероприятия по делению электрической сети, изменению коэффициентов трансформации автотрансформаторов и иное.

На основании анализа фактических и перспективных электроэнергетических режимов в энергосистеме Свердловской области выявлен один энергорайон с прогнозируемым недопустимым изменением параметров электроэнергетического режима, для которого разработаны мероприятия, - энергорайон ПС 220 кВ Салда, представленный на рисунке 20*, с указанием величины ГВО, необходимой для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима.

* Рисунок 20 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

В период зимнего максимума нагрузок 2021 года в нормальной и единичных ремонтных схемах параметры режима не выходят из области допустимых значений, ввод ГВО не требуется.

В период летнего максимума нагрузок 2021 года при температуре периода экстремально высоких температур в нормальной и единичных ремонтных схемах параметры режима не выходят из области допустимых значений, ввод ГВО не требуется.

В период летнего максимума нагрузок 2021 года при среднемесячной температуре наиболее теплого месяца в нормальной и единичных ремонтных схемах параметры режима не выходят из области допустимых значений, ввод ГВО не требуется.

Результаты расчетов приведены на рисунках 1 - 6 в приложении N 11 к настоящим схеме и программе.

В период летнего максимума нагрузок 2021 года при среднемесячной температуре наиболее теплого месяца при аварийном отключении АТ2(1) ПС 220 кВ Салда в единичной ремонтной схеме (ремонт АТ1(2) ПС 220 кВ Салда) потребуется ввод ГВО. В указанной двойной ремонтной схеме прогнозируемый переток активной мощности в контролируемом сечении "Салда", состоящем из ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками (МДП определяется АДТН ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1(2) с отпайками в ПАР при отключении ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 2(1) с отпайками), превысит МДП на 64 МВт. Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений после выполнения всех возможных дополнительных схемно-режимных мероприятий требуется ввод ГВО в объеме 43 МВт. Результаты расчетов приведены на рисунках 7 - 8 в приложении N 11 к настоящим схеме и программе.

Для исключения схемно-режимных ситуаций, приводящих к вводу ГВО в энергорайоне ПС 220 кВ Салда, требуется установка на ПС 220 кВ Вязовская АОПО ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1, 2 с отпайками и установка УПАСК (ПРД) на ПС 220 кВ Вязовская и УПАСК (ПРМ) на ПС 220 кВ Салда по ВЛ 220 кВ Салда - Тагил I и II цепь с отпайкой на ПС Вязовская для организации передачи УВ на ОН на ПС 220 кВ Салда.

С учетом того что рост нагрузки по энергосистеме Свердловской области до 2026 года составляет около 1% в год, результаты расчетов электроэнергетических режимов на перспективный период аналогичны результатам расчетов, приведенным на этап 2021 года, а предложенных мероприятий достаточно для исключения необходимости ввода ГВО в рассмотренных схемно-режимных ситуациях.

Перечень мероприятий, необходимых для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима, приведен в перечне мероприятий по развитию электросетевого комплекса 110 кВ и выше (объектов реконструкции, нового строительства), необходимых для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Свердловской области (приложение N 9 к настоящим схеме и программе).

Глава 20. ПРОБЛЕМЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Электросетевой комплекс Свердловской области характеризуется следующими проблемами:

1) значительное количество электросетевых объектов, имеющих высокий физический износ;

2) значительное количество морально устаревших устройств релейной защиты и автоматики (в том числе противоаварийной автоматики), автоматической информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии, находящихся в эксплуатации;

3) значительное количество морально устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования, находящегося в эксплуатации и снижающего надежность энергосистемы;

4) наличие бесхозяйных объектов энергетической инфраструктуры без надлежащего технического обслуживания, приводящего к обветшанию, невозможности нести расчетную нагрузку и обеспечивать параметры ГОСТа по качеству электроэнергии (сверхнормативное отклонение напряжения) и электробезопасности;

5) имеются предприятия, владеющие непрофильными сетевыми объектами, эксплуатация которых находится на низком уровне или отсутствует, что также приводит к снижению надежности и электробезопасности объектов;

6) недостаточное финансирование реконструкции сети низкого уровня напряжения и отсутствие финансирования на поддержание сетей у небольших сетевых компаний;

7) распределительные сети низшего напряжения находятся в собственности более 50 организаций, среди которых многие не несут ответственности за надежное электроснабжение потребителей, снижая общую надежность и управляемость таких сетей;

8) проблема оформления сервитутов на земельные участки охранных зон, доступа к территориям частной застройки, по которым проходят линии.

Глава 21. ПРОБЛЕМЫ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Существуют следующие проблемы генерирующих мощностей Свердловской области:

1) ограничение конденсационной мощности в летний период из-за нехватки водных ресурсов;

2) исчерпание емкости существующих золоотвалов.

На Рефтинской ГРЭС (АО "Кузбассэнерго") частично внедрена система сухого золошлакоудаления, позволяющая решать проблемы утилизации золы;

3) экологическая проблема - низкая эффективность золоулавливающих устройств. Для решения данной проблемы необходимо осуществить следующие мероприятия:

реконструкцию золоулавливающих устройств;

реконструкцию систем газоочистки;

реконструкцию котлов, горелочных устройств;

4) отказ потребителей от централизованного теплоснабжения.

Проблемой развития генерирующих мощностей, обеспечивающих централизованное теплоснабжение муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, является необоснованный отказ потребителей от централизованного теплоснабжения. В результате этого:

ухудшаются технико-экономические показатели работы электростанции: увеличивается выработка электроэнергии по конденсационному циклу и, как следствие, повышается удельный расход условного топлива на отпущенный кВт.ч, что приводит к увеличению себестоимости электрической и тепловой энергии;

меняется топливный баланс Свердловской области, так как удельный расход топлива на отпущенную Гкал в котельных значительно выше этого показателя на ТЭЦ;

происходит увеличение тарифов на тепловую энергию за счет увеличения себестоимости и значительных потерь в распределительных сетях, которые сохраняются при переводе на теплоснабжение от котельных. Потери в распределительных сетях с учетом их износа составляют от 20% до 40%.

Необходимо сооружение дополнительных пиковых источников тепла, обеспеченных резервным топливом из условий ограничений подачи природного газа на основные теплоисточники - ТЭЦ в максимально холодный период зимы;

5) потеря долгосрочной заинтересованности собственников тепловых сетей в эффективной эксплуатации сетей по причине перехода потребителей на локальные источники теплоснабжения. Совершенствование нормативной правовой базы позволит решить эту проблему;

6) отсутствие экономических стимулов для содержания мощности теплоснабжающих источников;

7) отсутствие мотивационного механизма для развития энергоисточников малой и средней мощности, способных работать на местных энергоресурсах (в первую очередь на торфе и лесных ресурсах).

Глава 22. ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ. РОСТ ПОВРЕЖДАЕМОСТИ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

1. Износ основных фондов.

Износ магистральных тепловых сетей, находящихся в собственности АО "ЕТК", составляет 78,9% (325,0 км).

Как показывает статистика, большинство случаев повреждений на тепловых сетях происходит на подземных участках, что составляет 73,6% от общего числа инцидентов.

Наиболее распространенными типами повреждения на тепловых сетях АО "ЕТК", использующихся для транспорта теплоносителя, являются наружная коррозия и свищи. За 2019 год было выявлено 343 случая повреждения трубопроводов, что составляет 75% от общего числа инцидентов повреждения трубопроводов в связи с образованием наружной коррозии и свищей.

Средний износ тепловых сетей по городу Екатеринбургу составляет 67,2%. Аварийность на муниципальных тепловых сетях объясняется большим объемом принимаемых в муниципальную собственность бесхозных тепловых сетей с износом более 90%. За период 2015 - 2019 годов принято на муниципальный баланс 146,2 км бесхозных тепловых сетей. За 2019 год было выявлено 297 случаев повреждений трубопроводов МУП "Екатеринбургэнерго" и прочих ведомств.

Объемы перекладок сдерживаются регулированием тарифов и недостаточным финансированием со стороны бюджетов. Количество повреждений в магистральных тепловых сетях АО "ЕТК" показано на рисунке 21.

400 ‰

│371

│┌═══‰

│││

│││

│││

│││

350 ┤││

│││343

│││333 ┌═══‰

│││332 ┌═══‰ ││

│││324 ┌═══‰ ││││

│││┌═══‰ ││322 ││││

│306 ││││││┌═══‰ ││││

│302 ┌═══‰ ││││││││││││

300 ┤┌═══‰ ││││││││││││││

│287 ││││││││││││││││

│┌═══‰ ││││││││││││││││

│││││││││││285 ││││││││

│││275 ││││││││┌═══‰ ││││││││

│││┌═══‰ ││││││││││││││││││

250 ┤││││││││││││││││││││││

│││││243 ││││││││││││││││││

│241 ││││┌═══‰ ││││││││││││││││││

│┌═══‰ ││││││││236 ││││││││││││││││

│││││││││││┌═══‰ ││││││││││││││││

│229 │││││││││││xxx│ ││││││││││││││││

│224 ┌═══‰ │││││││││││xxx│ ││││││││││││││││

│┌═══‰ │││││││││││││xxx│ ││││││││││││││││

│││││││││││││212 │││xxx│ ││││││││││││││││

│││││││││││││┌═══‰ │││xxx│ ││││││││││││││││

200 ┤│││││││││││││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││││││

│││192 │││││││││││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││││││

│││187 ┌═══‰ │││││││││││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││││││

│││┌═══‰ │││││││││││││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││││││

││││││││││││││││││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││││││

│││││││││││││││157 │││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││││││

│││││││││││││││┌═══‰ │││xxx│ │││xxx│ ││151 ││││││││││││││

150 ┤│││││││││││││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││┌═══‰ ││││││││││││149 ││

││││││││││││││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││┌═══‰ ││

││││││││││││││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││││││

││││││││││││││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││102 ││││││││││││││

││││││││││││││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││┌═══‰ ││││││││││││││

100 ┤│││││││││││││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││││││││││││││

│││││││││││││99 │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││98 ││││││││││││

│││││││││││││┌═══‰ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││┌═══‰ ││92 ││││││92 ││││

││││││││││││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││┌═══‰ ││89 ││││┌═══‰ ││││

│││││││││││80 │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││┌═══‰ ││82 │││xxx│ ││││

│││││││││││┌═══‰ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││┌═══‰ │││xxx│ ││67 ││

││││││││││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││┌═══‰ ││

50 ┤││││││32 │││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││

│││││24 ││┌═══‰ │││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││

│25 ││││┌═══‰ │││xxx│ │││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││

│┌═══‰ ││22 │││xxx│ │││xxx│ │││││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││

││xxx│ ││┌═══‰ │││xxx│ │││xxx│ ││7 │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││

││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││┌═══‰ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││

││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ │││xxx│ ││

0 ┼══┴═══┴═┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴═┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴═┬═┴═══┴═┴═══┴═┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴═┴═══┴═┬═┴═══┴═┴═══┴═┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴┬═┴═══┴══┴═══┴═‰

2001 - 2002 2002 - 2003 2003 - 2004 2004 - 2005 2005 - 2006 2006 - 2007 2007 - 2008 2008 - 2009 2009 - 2010 2010 - 2011 2011 - 2012 2012 - 2013 2013 - 2014 2014 - 2015 2015 - 2016 2016 - 2017 2017 - 2018 2018 - 2019

┌═══‰

││В межотопительный период

└═══…

┌═══‰

│xxx│ В отопительный период

└═══…

Рисунок 21. Количество повреждений в магистральных тепловых сетях АО "ЕТК"

2. Снижение качества тепловой энергии.

Несмотря на формальное обеспечение существующих тепловых нагрузок потребителей, имеет место невыполнение качественных параметров тепловой энергии - температуры в подающем трубопроводе. Температурный дискомфорт в помещениях компенсируется за счет включения электронагревателей, что ведет к перегрузке и высокой аварийности в электросетях.

Наличие "температурных срезок" в утвержденных температурных графиках по основным тепловым источникам системы при температуре наружного воздуха ниже -18 град. C является следствием дефицита тепловой мощности и недостаточного количества пиковых источников тепла. Это приводит к снижению температуры в помещениях потребителей при расчетных температурах наружного воздуха.

Основные проблемы в системе теплоснабжения Свердловской области приведены в таблице 12.

Таблица 12

ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Глава 23. ОСОБЕННОСТИ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Свердловская область зависит от возможностей приема энергетического топлива из других регионов, в том числе из Республики Казахстан. В период 1980 - 1990 годов произошел перевод значительного объема генерирующих мощностей, работавших на угле, на сжигание газа. Этому способствовали рост добычи газа в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах, ограничение по провозным способностям железных дорог и специальный режим ценообразования на газ для нужд электроэнергетики. Таким образом, сформировалась долговременная тенденция к повышению роли природного газа.

Однако наличие в Свердловской области крупнейшей угольной электростанции в стране (Рефтинской ГРЭС) обусловило долю угля в топливном балансе Свердловской области гораздо более высокую, чем по Российской Федерации в целом. С учетом того, что через Свердловскую область проходят головные участки магистральных газопроводов, а уголь является дальнепривозным, целесообразно сохранить в топливном балансе электростанций весомую долю газа.

Наиболее крупные риски по обеспечению топливом связаны с дальностью перевозок экибастузского угля.

Кроме угля и газа для Свердловской области важны перспектива развития атомной энергетики, а также создание генерирующих мощностей на торфе. Использование торфа целесообразно в первую очередь для малой и распределенной генерации.

Формирование перспективной структуры энергетического топлива должно сопровождаться минимизацией затрат на его получение, особенно в части угля, диверсификацией, использованием новых возможностей малой и распределенной генерации, энергетических технологий на торфе и других возобновляемых ресурсах и оптимизацией энергетических режимов.

В Свердловской области наблюдается устойчивое снижение производства (потребления) тепловой энергии, одной из причин которого является снижение потребления тепловой энергии населением, потребляющим около 35% от общей величины распределенного ресурса. Положительное изменение объемов потребления теплоэнергии населением может быть объяснено постепенным осуществлением энергосберегающих мероприятий в жилищном секторе, а именно введением средств учета и автоматизации с возможностью регулирования подачи тепла, применением новых энергоэффективных технологий строительства, увеличением числа вводимых жилых домов, использующих альтернативные источники теплоснабжения.

Глава 24. ВЛИЯНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ НА ЗАГРЯЗНЕНИЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Предприятия энергетики оказывают существенное воздействие на окружающую среду. Решение проблем негативного воздействия электроэнергетики на окружающую среду в Свердловской области актуально.

Основными направлениями уменьшения экологической нагрузки предприятий энергетики на окружающую среду остаются снижение объема вредных выбросов в атмосферу и снижение объема размещаемых отходов.

Основным требованием к предприятиям энергетики является снижение показателей негативного воздействия на окружающую среду в объемах, предусмотренных Стратегией природопользования и экологической безопасности Свердловской области на период до 2035 года, утвержденной Постановлением Правительства Свердловской области от 28.05.2020 N 353-ПП "Об утверждении Стратегии природопользования и экологической безопасности Свердловской области на период до 2035 года" (далее - Стратегия природопользования и экологической безопасности Свердловской области на период до 2035 года).

Динамика выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от предприятий энергетики и их доля в суммарном выбросе загрязняющих веществ в атмосферу по Свердловской области показана в таблице 13.

Динамика сбросов загрязненных сточных вод от предприятий энергетики и их доля в суммарном сбросе по Свердловской области показаны в таблице 14.

Динамика обращения с отходами на предприятиях энергетики по Свердловской области и доля предприятий энергетики в общем объеме размещения отходов показаны в таблице 15.

Таблица 13

ДИНАМИКА ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ И ИХ ДОЛЯ В СУММАРНОМ ВЫБРОСЕ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ (ТЫС. Т/ГОД)

Таблица 14

ДИНАМИКА СБРОСОВ ЗАГРЯЗНЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ И ИХ ДОЛЯ В СУММАРНОМ СБРОСЕ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Таблица 15

ДИНАМИКА ОБРАЩЕНИЯ С ОТХОДАМИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ЭНЕРГЕТИКИ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ (ТЫС. ТОНН/ГОД)

Параграф 7. РАЗВИТИЕ ЭНЕРГЕТИКИ С УЧЕТОМ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПЕРСПЕКТИВНОЙ ГЕНЕРАЦИИ И ИЗМЕНЕНИЯ СТРУКТУРЫ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ ГЕНЕРАЦИИ

В энергетике Свердловской области преобладают тенденции развития генерации на углеводородном топливе по причине развития различной газовой генерации, в том числе ПГУ и малой генерации. Это связано с широким диапазоном генерирующих мощностей на газе, удобством использования газовой топливной инфраструктуры и меньшими удельными показателями требуемой площади размещения.

По сравнению с текущей генерацией (традиционные конденсационные станции на угле и природном газе) новые энергоустановки различных видов обладают отличающимися характеристиками, которые необходимо учитывать при развитии энергетики. Обобщенные параметры выбросов в атмосферу современных, новых, модернизируемых и реконструированных энергоустановок приведены в таблице 16.

Таблица 16

ОБОБЩЕННЫЕ ПАРАМЕТРЫ ВЫБРОСОВ В АТМОСФЕРУ СОВРЕМЕННЫХ, НОВЫХ, МОДЕРНИЗИРУЕМЫХ И РЕКОНСТРУИРОВАННЫХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК

С учетом данных таблицы 16 можно сделать следующие выводы по экологическим критериям развития генерации:

1) все новые современные и перспективные виды генерации обладают более высокими по сравнению с существующей традиционной генерацией КПД и КИТ, что позволит сжигать меньше топлива, выбрасывать в атмосферу меньше вредных веществ и размещать меньше отходов. Также новые виды генерации обладают улучшенными удельными показателями выбросов вредных веществ.

Прямой эффект снижения выбросов от реконструкции связан с заменой оборудования на более экологичное и эффективное с точки зрения КПД. Существует также косвенный эффект, который по масштабам может быть больше прямого. Он связан с тем, что современное экономичное и экологичное оборудование получает преимущества при конкурентном отборе на оптовом рынке электроэнергии и мощности и вытесняет менее экономичное генерирующее оборудование. Потенциал такого замещения составляет 26,5 тыс. тонн, или 6,3% от выбросов предприятий энергетики в Свердловской области;

2) угольная генерация (а также генерация на местных и локальных видах топлива) обладает повышенным уровнем выбросов оксидов серы и пыли. Это связано со свойствами угля и зависит от его зольности. Применение современных установок с сухим золошлакоудалением и десульфаризацией отходящих газов существенно уменьшает данный недостаток;

3) современные мощные ПГУ и ГТУ обладают высоким КПД и экологичностью. Тем не менее направление конструктивного развития мощных газовых турбин ведет к повышению температуры и давления в камере сгорания для повышения КПД, что, в свою очередь, ведет к повышенному уровню выбросов окислов азота NOx и необходимости их нейтрализации;

4) традиционно считается, что доля угарного газа CO в выбросах станций невелика в связи с возможностью гибко дозировать подачу воздуха и контролировать процесс сгорания топлива. Тем не менее с переходом на новые технологии генерации и уменьшением других видов выбросов доля выбросов CO становится весомой, при развитии генерации она также принимается во внимание;

5) малая генерация на углеводородном топливе обладает лучшими по сравнению с существующей традиционной генерацией экологическими характеристиками. С учетом отсутствия потерь энергии благодаря близости к потребителю малая генерация дает выигрыш в КПД на 5 - 15% и снижает выбросы вредных веществ в 1,7 - 2,5 раза.

При развитии учитывается, что малая генерация на углеводородном топливе обладает несколько худшими по сравнению с новой "большой" генерацией экологическими характеристиками. Это касается КПД и количества сжигаемого топлива (для ГТУ), выбросов CO, NOx и твердых частиц (для ГПУ) и связано как с эффектом масштаба, так и с конструктивно-технологическими особенностями. Замещение малой генерацией доли, покрываемой новыми крупными станциями нагрузки, ведет к увеличению суммарных выбросов вредных веществ. Следует отметить, что ввиду распределенности по территории малая генерация снижает концентрацию выбрасываемых ею некумулятивных вредных веществ. С точки зрения выбросов углекислого газа CO2 и количества сжигаемого топлива, малая генерация обладает меньшим КПД ввиду эффекта масштаба, но устраняет потери при передаче энергии ввиду своего расположения в точке потребления.

В целом массовое направленное внедрение малой генерации на углеводородном топливе может быть обосновано экологическими критериями только при замещении доли нагрузки существующей традиционной генерации, но не новых крупных генерирующих мощностей.

Можно сделать следующие выводы по размещению новой генерации по экологическим критериям:

1) в городских зонах с высокой плотностью застройки имеет смысл размещать газовую генерацию на базе ПГУ и мощных ГТУ с учетом уровня выбрасываемых окислов NOx;

2) в небольших городах, пригородных и промышленных зонах при наличии транспортной инфраструктуры для угля и свободной территории имеет смысл рассматривать современные модульные угольные генерирующие установки с устройствами десульфаризации в качестве альтернативы газовой генерации. Схожими свойствами обладают установки, работающие на локальных и местных видах топлива при наличии очистки отходящих газов;

3) направленное внедрение малой генерации на углеводородном топливе может быть обосновано экологическими критериями только при замещении ею доли нагрузки существующей традиционной генерации, но не новых крупных генерирующих мощностей. Размещение малой генерации преимущественно зависит от потребителей. Подобная генерация приводит к увеличению суммарных вредных выбросов в Свердловской области, но ввиду свойства распределенности она не приводит к повышению концентрации некумулятивных вредных веществ.

Основные загрязнители и виды негативных воздействий предприятий электроэнергетики на окружающую среду, учитываемых при развитии предприятий энергетики до 2023 года, представлены в таблице 17.

Таблица 17

ОСНОВНЫЕ ЗАГРЯЗНИТЕЛИ И ВИДЫ НЕГАТИВНЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ

С целью снижения негативного воздействия на окружающую среду ряду предприятий энергетического комплекса предложено заключить соглашения с Правительством Свердловской области о взаимодействии в сфере охраны окружающей среды, включающие среднесрочные и долгосрочные программы природоохранных мероприятий.

На 1 февраля 2021 года с Правительством Свердловской области были заключены соглашения о взаимодействии в сфере охраны окружающей среды ПАО "ОГК-2" в части деятельности Серовской ГРЭС (от 30.10.2013) и АО "Интер РАО - Электрогенерация" в части деятельности филиала "Верхнетагильская ГРЭС" (от 13.07.2015).

Необходимо продолжить работу по заключению соглашений с другими предприятиями энергетического комплекса с учетом задач, определенных для субъектов хозяйственной деятельности, осуществляющих обращение с отходами производства, и принятых в Стратегии природопользования и экологической безопасности Свердловской области на период до 2035 года:

1) модернизации промышленных предприятий с целью предотвращения образования отходов и сокращения их количества (внедрение малоотходных и безотходных технологий, замена устаревшего оборудования);

2) внедрения в производство наилучших доступных технологий;

3) внедрения имеющихся отечественных и зарубежных технологий и оборудования, направленных на вовлечение отходов в хозяйственный оборот, включая ранее размещенные отходы производства;

4) организации производственного контроля за соблюдением требований законодательства Российской Федерации в области обращения с отходами;

5) проведения собственниками объектов размещения отходов, а также лицами, во владении или в пользовании которых находятся объекты размещения отходов, мониторинга состояния окружающей среды на территориях объектов размещения отходов и в пределах их воздействия на окружающую среду.

Глава 25. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Параграф 8. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Под малой генерацией в настоящих схеме и программе подразумеваются электростанции установленной мощностью менее 25 МВт, которые производят электрическую и тепловую энергию в непосредственной близости от ее конечного потребления. В качестве малой генерации не рассматриваются существующие социальные источники тепла: муниципальные котельные и ТЭЦ с преимущественно тепловой нагрузкой, построенные начиная с середины XX века с технологическими особенностями того периода.

На 1 февраля 2021 года доля малой генерации от суммарной установленной мощности электростанций энергосистемы Свердловской области оценивается примерно в 2%.

По данным проектных организаций, энергосервисных компаний и поставщиков оборудования, существует также множество объектов малой генерации единичной мощностью 200 - 600 кВт во внутренних сетях электроснабжения потребителей.

Текущая ситуация характеризуется тем, что малая генерация в Свердловской области наиболее интенсивно развивается на производственных объектах потребителей электрической энергии ввиду необходимости обеспечения энергетических потребностей производственного процесса в кратчайшие сроки и с минимальной себестоимостью. Для выработки электрической и тепловой энергии на электростанциях, относящихся к малой генерации, преимущественно используется углеводородное топливо (газ), в крупных котельных для выработки электрической энергии применяются в том числе редукционные установки. Электростанции, относящиеся к малой генерации, на основе возобновляемых источников энергии представлены незначительно, что обусловлено климатическими особенностями Свердловской области.

Большинство электростанций, относящихся к малой генерации, работают параллельно с энергосистемой Свердловской области с выдачей или без выдачи мощности в прилегающую электрическую сеть сетевых организаций, что для собственников таких электростанций обеспечивает наиболее эффективный технологический режим работы электростанции и высокие экономические показатели.

Параграф 9. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ РАЗВИТИЯ МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ

С учетом существующего состояния электросетевой инфраструктуры Свердловской области, ее климатических особенностей и экономического развития можно провести анализ перспектив развития малой генерации в Свердловской области. В качестве основных критериев, определяющих возможности увеличения доли малой генерации в суммарной установленной мощности энергосистемы Свердловской области, рассматриваются:

1) доступность электросетевой инфраструктуры, включая загрузку центров питания 35 - 110 кВ, а также необходимость электрификации удаленных районов;

2) наличие теплоэнергетической инфраструктуры и учет возможной потребности в низко- и среднепотенциальном тепле для производственных нужд;

3) наличие и степень развития распределительных газовых сетей как основной топливной инфраструктуры;

4) возможность использования местных видов топлива в качестве альтернативной топливной инфраструктуры.

Наличие развитой электросетевой, теплоэнергетической и топливной инфраструктуры является одним из ключевых показателей развития Свердловской области.

Также на территории Свердловской области имеется ряд населенных пунктов, удаленных от сетей централизованного электроснабжения, с относительно малой численностью населения. Перечень населенных пунктов, расположенных на территории Свердловской области, не охваченных централизованным электроснабжением, представлен в таблице 18. Подключение их к существующей электрической сети нецелесообразно по причине дороговизны, переселение жителей данных территорий невозможно в силу необходимости сохранения существующего жизненного уклада. В то же время повышение качества жизни населения предусмотрено Стратегией социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы, утвержденной Законом Свердловской области от 21 декабря 2015 года N 151-ОЗ "О Стратегии социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы". Энергоснабжение потребителей электрической энергии, расположенных на данных территориях, может быть организовано путем строительства электростанций, относящихся к малой генерации, на местных и локальных видах топлива с изолированным режимом работы, что окажет положительное воздействие на устойчивое развитие данных территорий.

Таблица 18

ПЕРЕЧЕНЬ НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, НЕ ОХВАЧЕННЫХ ЦЕНТРАЛИЗОВАННЫМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕМ

Важным критерием при выборе мест размещения генерации является наличие топливной инфраструктуры. В качестве основного вида топлива для выработки тепловой и электрической энергии в энергоустановках малой мощности применяется природный газ. На территории Свердловской области действуют несколько газораспределительных организаций, обслуживающих бытовых и промышленных потребителей Свердловской области: АО "Екатеринбурггаз", ГУП СО "Газовые сети", АО "ГАЗЭКС", АО "Регионгаз-инвест", ОАО "Газпром газораспределение Екатеринбург". В соответствии с данными о зонах обслуживания производственных участков указанных газораспределительных организаций газовая инфраструктура не развита в Сосьвинском городском округе, Гаринском городском округе и Таборинском муниципальном районе Свердловской области, что, в свою очередь, исключает появление в этих муниципальных образованиях объектов малой генерации, работающих на природном газе. Следует отметить, что некоторые муниципальные образования, расположенные на территории Свердловской области, газифицированы частично.

Развитие малой генерации в зоне децентрализованного энергоснабжения целесообразно осуществлять за счет повышения эффективности использования местных энергоресурсов. Строительство муниципальных объектов малой генерации, в том числе на основе возобновляемых источников энергии и альтернативных видов топлива, является одним из направлений снижения энергодефицита и диверсификации источников энергии, которое позволяет обеспечить тепловой и электрической энергией отдаленные и труднодоступные районы.

Одним из таких перспективных направлений является использование отходов лесообрабатывающей промышленности. Крупнейшие предприятия лесообрабатывающей промышленности сосредоточены в Муниципальном образовании Алапаевское, Ивдельском, Новолялинском, Артинском, Ачитском городских округах и городском округе Красноуфимск Свердловской области. В качестве топлива для энергоустановок малой мощности могут служить опилки, щепа, стружка или дрова при использовании газогенератора, топливные брикеты из древесины и топливные пеллеты (гранулы).

В Гаринском городском округе, Тавдинском городском округе и Таборинском муниципальном районе Свердловской области перспектив для развития круглогодичных лесозаготовок нет, так как эксплуатационные запасы расположены среди болот и имеют низкую товарную производительность. Тем не менее в восточной части Свердловской области при развитии торфяного кластера целесообразно развитие малой когенерации на торфе. Наиболее крупные месторождения Свердловской области: Таборинское - 1780 млн. тонн, Гаринское - 1250 млн. тонн, Серовское - 840 млн. тонн, Туринское - 470 млн. тонн, Тавдинское - 460 млн. тонн. Разведанные запасы торфа в Свердловской области составляют более 5000 млн. тонн, в том числе балансовые запасы - более 1600 млн. тонн. Экологичное использование торфа требует внедрения современных технологий.

Карта районирования Свердловской области по условиям развития топливной инфраструктуры и перспективного теплоснабжения представлена на рисунке 22*.

* Рисунок 22 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

Раздел 5. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Глава 26. ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Развитие электроэнергетики Свердловской области должно быть направлено на достижение следующих целей:

1) достижение целевых показателей энергокомфорта населения Свердловской области;

2) обеспечение развития производственного потенциала Свердловской области в долгосрочной перспективе, в том числе энергоемких отраслей экономики;

3) повышение конкурентоспособности экономики Свердловской области;

4) включение научно-производственного потенциала Свердловской области в технологическое развитие электроэнергетики;

5) минимизация затрат на энергоснабжение потребителей Свердловской области;

6) увеличение доли малой генерации и возобновляемых источников энергии в энергетике Свердловской области.

Для реализации целей развития энергетики Свердловской области необходимо решить следующие задачи:

1) разработка целевых показателей энергокомфорта как составляющих показателя качества жизни и способов их достижения;

2) разработка мер по преобразованию энергетики в инфраструктуру, стимулирующую развитие Свердловской области (модернизация и замена морально устаревшего оборудования, внедрение энергетически и экономически эффективных технологий и иное);

3) создание высокопроизводительных рабочих мест и модернизация существующих рабочих мест в электроэнергетическом комплексе Свердловской области;

4) разработка механизмов вовлечения научно-производственного потенциала Свердловской области в технологическое развитие электроэнергетики;

5) определение оптимальных границ развития систем централизованного и децентрализованного энергоснабжения;

6) уточнение целесообразности использования местных топливно-энергетических ресурсов Свердловской области через комплекс показателей социально-экономической, экологической, энергетической эффективности и энергобезопасности.

Глава 27. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ ПО ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по энергосистеме разработан на базе фактических показателей потребления электрической энергии и мощности за последние годы с учетом анализа имеющейся информации об утвержденных технических условиях и заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям. При разработке прогноза использованы сведения о максимальной мощности присоединяемых энергопринимающих устройств, сроках ввода их в эксплуатацию, а также характере нагрузки (виде деятельности хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электрической энергии по видам экономической деятельности и годам прогнозирования.

Формирование долгосрочного прогноза потребления электрической мощности осуществляется в условиях отсутствия метеорологических прогнозов для рассматриваемого периода прогнозирования. Статистический анализ фактических периодов максимальных нагрузок энергосистем позволяет сделать вывод, что максимум потребления мощности достигается в зимний период при существенном снижении температуры наружного воздуха относительно среднемноголетних значений.

С учетом изложенного формирование прогнозного максимума потребления мощности осуществляется для средних температурных условий прохождения максимума потребления мощности в базовом периоде. Это позволяет сформировать статистически корректные прогнозные значения максимумов потребления мощности энергосистемы.

В соответствии с выполненным прогнозом потребления электрической энергии на период до 2026 года потребление электрической энергии на этап 2026 года составит 45,1 млрд. кВт.ч, что выше фактического уровня, зафиксированного в 2020 году, на 3,8 млрд. кВт.ч, или на 9,2%.

Основой развития экономики энергосистемы Свердловской области в перспективном периоде будут оставаться горнодобывающая, металлургическая и машиностроительная отрасли промышленности, предприятия оборонно-промышленного комплекса. Крупные приросты объемов потребления электрической энергии, связанные с развитием металлургических производств, ожидаются на АО "КУМЗ", АО "НЛМК-Урал", АО "Первоуральский новотрубный завод", АО "Святогор", ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА".

Увеличение объема потребления электрической энергии в энергосистеме Свердловской области прогнозируется на предприятиях транспортной системы (ОАО "РЖД" в границах Свердловской области), прочих промышленных и жилищно-коммунальных потребителей. При этом необходимо отметить, что траектория развития в кратко- и среднесрочной перспективе будет определяться не только экономическими, но и эпидемиологическими факторами (распространение коронавирусной инфекции (COVID-19) в 2021 году).

Прогноз спроса на электрическую энергию приведен в таблице 19. Прогноз потребления электрической энергии в Свердловской области показан на рисунке 23.

Таблица 19

ПРОГНОЗ СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ

млн. кВт.ч

46000,0 ‰

│45147,0

│┌══════‰

45000,0 ┤││

│44886,0 ││

│44652,0 ┌══════‰ ││

│44159,0 ┌══════‰ ││││

│┌══════‰ ││││││

44000,0 ┤││││││││

│43492,0 ││││││││

│┌══════‰ ││││││││

43000,0 ┤││││││││││

│42652,0 ││││││││││

│┌══════‰ ││││││││││

42000,0 ┤││││││││││││

│41347,0 ││││││││││││

│┌══════‰ ││││││││││││

41000,0 ┤││││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

40000,0 ┤││││││││││││││

│││││││││││││││

39000,0 ┼══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═‰

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 год

(факт)

Рисунок 23. Прогноз потребления электрической энергии в Свердловской области

В соответствии с выполненным прогнозом максимумов потребления мощности на период до 2026 года максимальное потребление мощности энергосистемы Свердловской области составит 6666 МВт на этап 2026 года, что выше уровня фактического максимального потребления мощности, зафиксированного в 2020 году, на 653 МВт, или на 10,9%.

Прогнозные уровни максимумов потребления мощности энергосистемы Свердловской области на период с 2021 по 2026 год приведены в таблице 20. Прогноз максимумов потребления мощности показан на рисунке 24.

Таблица 20

ПРОГНОЗНЫЕ УРОВНИ МАКСИМУМА ПОТРЕБЛЕНИЯ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД С 2021 ПО 2026 ГОД

МВт

6800 ‰

│

│6666

│6622 ┌══════‰

6600 ┤┌══════‰ ││

│6576 ││││

│6509 ┌══════‰ ││││

│6402 ┌══════‰ ││││││

6400 ┤┌══════‰ ││││││││

│││││││││││

│6273 ││││││││││

│┌══════‰ ││││││││││

6200 ┤││││││││││││

│6013 ││││││││││││

│┌══════‰ ││││││││││││

6000 ┤││││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

5800 ┤││││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

5600 ┼══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═‰

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 год

(факт)

Рисунок 24. Прогноз максимумов потребления мощности

Глава 28. ПЕРЕЧЕНЬ ПЛАНИРУЕМЫХ К СТРОИТЕЛЬСТВУ И ВЫВОДУ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Параграф 10. ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ

Объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей в период с 2021 по 2026 год учитываются на основании проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы для базового варианта.

Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования на электростанциях энергосистемы Свердловской области в период с 2021 по 2026 год не планируется.

Параграф 11. ПЛАНИРУЕМЫЕ ОБЪЕМЫ ВВОДА И МОДЕРНИЗАЦИЯ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ

Объем ввода в эксплуатацию генерирующих мощностей в период с 2021 по 2026 год определен на основании проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы для базового варианта.

Ввод в эксплуатацию нового генерирующего оборудования на электростанциях энергосистемы Свердловской области в период с 2021 по 2026 год не планируется.

В соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации от 07.02.2020 N 232-р в 2025 году планируется окончание модернизации ТГ-6 и ТГ-7 Среднеуральской ГРЭС с суммарным увеличением установленной мощности на 40 МВт.

В соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации от 06.02.2021 N 265-р в 2026 году планируется окончание модернизации Блока 1 Рефтинской ГРЭС с увеличением установленной мощности на 15 МВт.

Объемы и структура модернизации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в энергосистеме Свердловской области приведены в приложении N 7 к настоящим схеме и программе.

До 2026 года с учетом модернизации генерирующего оборудования установленная мощность электростанций энергосистемы Свердловской области увеличится на 55 МВт и составит 10612,7 МВт. Изменение установленной мощности энергосистемы Свердловской области с учетом объемов ввода и вывода генерирующего оборудования по основным объемам показано в таблице 21.

Также в рамках реализации технологического присоединения объектов по производству электрической энергии в 2021 - 2026 годах на территории Свердловской области планируется ввести в работу:

1) в 2021 году - ТЭС АО "Уральская фольга" максимальной мощностью 14 МВт;

2) в 2021 году - перевод ТГ-6 Синарской ТЭЦ (АО "Синарская ТЭЦ") максимальной мощностью 12 МВт на параллельную работу с ЕЭС России;

3) в 2021 году - ТЭС ООО "Аггреко Евразия" максимальной мощностью 14 МВт;

4) в 2021 году - корпус ПТУ ООО "Штарк Энерджи Ревда" максимальной мощностью 7,5 МВт;

5) в 2021 году - ТЭЦ "Синергия" максимальной мощностью 19,9 МВт;

6) в 2022 году - ГТУ N 5 и ГТУ N 6 Ревдинской ГТ-ТЭЦ суммарной максимальной мощностью 18 МВт;

7) в 2023 году - ГТУ N 7 и ГТУ N 8 Ревдинской ГТ-ТЭЦ суммарной максимальной мощностью 18 МВт;

8) в 2023 году - ТЭС Энергоцентр АО "Уралэлектромедь" максимальной мощностью 22,34 МВт.

Информация, не указанная в приложении N 7 к настоящим схеме и программе, не входит в базовый прогнозный баланс и не учитывается при расчете режимно-балансовой ситуации.

Таблица 21

ИЗМЕНЕНИЕ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ С УЧЕТОМ ОБЪЕМОВ ВВОДА И ВЫВОДА ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО ОСНОВНЫМ ОБЪЕМАМ

Глава 29. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНОЙ БАЛАНСОВОЙ СИТУАЦИИ (ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ) НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД

Балансы электрической энергии и мощности по энергосистеме Свердловской области сформированы на основании проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы для базового варианта. При формировании перспективного баланса электрической энергии энергосистемы Свердловской области потребность в производстве электрической энергии определяется с учетом прогнозных объемов потребления электрической энергии на территории региональной энергосистемы и сальдо перетоков с соседними энергосистемами. Прогноз спроса на электрическую энергию в энергосистеме Свердловской области приведен в таблице 22.

Таблица 22

ПРОГНОЗ СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Прогнозный баланс мощности по энергосистеме Свердловской области приведен в таблице 23.

Таблица 23

ПРОГНОЗНЫЙ БАЛАНС МОЩНОСТИ ПО ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Как и до 2020 года энергосистема Свердловской области до 2026 года останется избыточной как по мощности, так и по электрической энергии.

Глава 30. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Перечень крупных перспективных потребителей электрической энергии в энергосистеме Свердловской области согласно действующим договорам об осуществлении технологического присоединения в период 2020 - 2024 годов приведен в приложении N 5 к настоящим схеме и программе.

Глава 31. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Свердловской области на 2021 год и период 2022 - 2026 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на повышение эффективности функционирования энергосистемы:

1) обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии;

2) обеспечение допустимых параметров электроэнергетических режимов для энергорайонов, отнесенных к "узким" местам энергосистемы;

3) обеспечение реконструкции объектов электросетевого хозяйства, связанной с недопустимой перегрузкой трансформаторного оборудования;

4) обеспечение реконструкции объектов электросетевого хозяйства, связанной с неудовлетворительным состоянием линий электропередачи и оборудования;

5) обеспечение реконструкции объектов электросетевого хозяйства для обеспечения надежности электроснабжения потребителей.

Предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше на 2021 год и период 2022 - 2026 годов сформированы на основе анализа существующего состояния и прогноза изменений схемно-режимной и режимно-балансовой ситуации в энергосистеме Свердловской области на перспективу, результатов ранее выполненных работ по развитию ЕЭС России, ОЭС Урала, энергосистемы Свердловской области, схем выдачи мощности электростанций и схем внешнего электроснабжения потребителей, работ, связанных с обоснованием необходимости сооружения электросетевых объектов, мероприятий, обеспечивающих техническую возможность технологического присоединения по действующим ТУ на ТП, а также на основе предложений Филиала АО "СО ЕЭС" Свердловского РДУ, филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД", АО "ЕЭСК" и иных субъектов электроэнергетики, учитывающих экспертную оценку по срокам выполнения работ по проектированию, новому строительству и реконструкции электросетевых объектов.

Перечень мероприятий по развитию электросетевого комплекса 110 кВ и выше (объектов реконструкции, нового строительства), необходимых для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Свердловской области, приведен в приложении N 9 к настоящим схеме и программе.

Развитие электрических сетей напряжением 35 кВ и ниже энергосистемы Свердловской области на 2021 год и период 2022 - 2026 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на повышение эффективности функционирования энергосистемы:

1) обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии;

2) обеспечение электроснабжения существующих потребителей в соответствии с нормами качества электроэнергии;

3) обновление электросетевого оборудования, связанное с его неудовлетворительным состоянием.

Предложения по развитию электрической сети напряжением 35 кВ и ниже на 2021 год и период 2022 - 2026 годов сформированы на основе предложений филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", АО "Облкоммунэнерго" и АО "ЕЭСК".

Перечень мероприятий по развитию электросетевого комплекса 35 кВ и ниже (объектов реконструкции, нового строительства), необходимых для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Свердловской области, приведен в приложении N 10 к настоящим схеме и программе.

Параграф 12. РАЗВИТИЕ СЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА 110 КВ И ВЫШЕ, СВЯЗАННОГО С ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРИСОЕДИНЕНИЕМ ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Промдевелопмент "Большебрусянское" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 15 МВт):

1) строительство ПС 220 кВ Шипеловская трансформаторной мощностью 50 МВА (2 x 25 МВА);

2) строительство заходов ВЛ 220 кВ Курчатовская - Каменская на ПС 220 кВ Шипеловская ориентировочной протяженностью 0,2 км (2 x 0,1 км).

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 25 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 02.08.2018 N 317/ТП-М4):

1) строительство КЛ 110 кВ Сварочная - Электромедь N 2 ориентировочной протяженностью 3,075 км;

2) расширение ОРУ 110 кВ на ПС 220 кВ Сварочная на одну линейную ячейку с установкой выключателя 110 кВ с номинальным током 1000 А;

3) расширение ОРУ 110 кВ на ПС 110 кВ Электромедь на одну линейную ячейку с установкой выключателя 110 кВ с номинальным током 1000 А.

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Краснотурьинск-Полиметалл" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 7 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 16.07.2019 N 8500010559):

1) строительство ПС 110 кВ Полиметалл с установкой двух трансформаторов мощностью 10 МВА каждый;

2) сооружение отпаек от ВЛ 110 кВ Воронцовский ГОК - Краснотурьинск с отпайками и ВЛ 110 кВ Воронцовский ГОК - Серов с отпайкой на ПС Птицефабрика до ПС 110 кВ Полиметалл ориентировочной протяженностью 4,4 км (2 x 2,2 км).

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Медно-Рудная компания" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 12 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 20.08.2019 N 8500010631):

реконструкция ПС 110 кВ Карпушиха с заменой трансформатора мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА.

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств объектов XXXII Всемирной летней Универсиады 2023 года в г. Екатеринбурге (максимальная мощность энергопринимающих устройств составляет 28299,48 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 24.01.2020 N 8500010928):

реконструкция ПС 35 кВ Кольцово с переводом на класс напряжения 110/10 кВ с присвоением ей диспетчерского наименования ПС 110 кВ Новокольцовская.

Для возможности реконструкции ПС 35 кВ Кольцово требуется реализация следующих мероприятий:

1) организация шлейфового захода КВЛ 110 кВ Южная - Сибирская II цепь с отпайками на ПС 110 кВ Новокольцовская ориентировочной протяженностью 10,26 км (2 x 5,13 км);

2) установка двух трансформаторов напряжением 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый;

3) замена на ПС 110 кВ Нижне-Исетская ВЧЗ ВЛ 110 кВ Н. Исетская - Южная 1 с отпайками с номинальным током 500 А на ВЧЗ с номинальным током не менее 597 А;

4) замена на ПС 110 кВ Нижне-Исетская ВЧЗ ВЛ 110 кВ Н. Исетская - Южная 2 с отпайками с номинальным током 500 А на ВЧЗ с номинальным током не менее 569 А.

По состоянию на 1 апреля 2021 года мероприятия по замене на ПС 110 кВ Нижне-Исетская ВЧЗ ВЛ 110 кВ Н. Исетская - Южная 1 и 2 с отпайками выполнены.

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "ОЭЗ "Титановая Долина" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 16,3 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 31.12.2019 N 8500010921):

1) реконструкция ПС 110 кВ Титан с заменой двух трансформаторов мощностью 10 МВА каждый на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый (мощность трансформаторов уточняется при проектировании);

2) замена провода ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками на участке от ПС 220 кВ Вязовская до отпайки на ПС 110 кВ Полимер марки АС-120 (2 x 0,18 км) на провод с длительно допустимой токовой нагрузкой не менее 450 А при температуре +18 град. C;

3) установка на ПС 220 кВ Вязовская АОПО ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками с реализацией управляющих воздействий на отключение нагрузки энергопринимающих устройств ОАО "ОЭЗ "Титановая Долина" на ПС 110 кВ Титан.

Мероприятие по установке на ПС 220 кВ Вязовская АОПО ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками также является мероприятием, необходимым для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений, подробное описание которых приведено в главе 19 настоящих схемы и программы.

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 24,63 МВт (из них 21,63 МВт - ранее присоединенная максимальная мощность, 3,0 МВт - вновь присоединяемая максимальная мощность), договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 25.12.2020 N 8500011130):

1) реконструкция ПС 110 кВ Пышма с переносом ПС с производственной территории АО "Уралэлектромедь" на новую площадку и установкой трех трансформаторов мощностью 40 МВА каждый на новой площадке ПС 110 кВ Пышма;

2) перезавод КВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Пышма с отпайками (ориентировочной протяженностью 0,527 км), КВЛ 110 кВ Сварочная - Пышма (ориентировочной протяженностью 0,562 км) на вновь сооружаемое ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Пышма.

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "СТИЛ" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 6,64 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 17.12.2019 N 8500010748):

1) перевод отпаек на ПС 110 кВ Подволошная с ВЛ 110 кВ Первоуральская - Кузино с отпайками и ВЛ 110 кВ Первоуральская - Бойцы на ВЛ 110 кВ Первоуральская - Металл I, II цепь с отпайками (ориентировочной протяженностью 2 x 0,06 км);

2) реконструкция ПС 110 кВ Подволошная с заменой трансформаторов мощностью 16 МВА и 15 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый;

3) замена существующих трансформаторов тока ТТ В 110 кВ Т-1 и ТТ В 110 кВ Т-2 ОРУ 110 кВ Подволошная на оборудование с номинальным током не менее 126 А.

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Святогор" к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 44 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 24.07.2020 N 8500011122):

1) реконструкция ПС 110 кВ Волковская с переносом места размещения ПС на новое место и заменой силовых трансформаторов мощностью 6,3 МВА и 10 МВА на два трансформатора мощностью 63 МВА каждый;

2) строительство отпаек от ВЛ 110 кВ В. Тура - Тагил 1, 2 с отпайками до вновь сооружаемой на новом месте ПС 110 кВ Волковская.

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" максимальной мощностью 14,24 МВт (договор об осуществлении технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" по состоянию на 23.04.2021 находится в стадии заключения):

1) строительство ПС 110 кВ Бородовская с установкой двух трансформаторов мощностью 16 МВА каждый;

2) сооружение отпаек от ВЛ 110 кВ Первоуральская - Капралово II цепь и от отпайки на ПС Мирная от ВЛ 110 кВ Первоуральская - ДОЗ с отпайкой на ПС Мирная до ПС 110 кВ Бородовская;

3) установка ВЧЗ на вновь сооружаемой отпайке от отпайки на ПС Мирная от ВЛ 110 кВ Первоуральская - ДОЗ с отпайкой на ПС Мирная до ПС 110 кВ Бородовская с номинальным током не менее 85 А.

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" максимальной мощностью 14,24 МВт (договор об осуществлении технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" по состоянию на 23.04.2021 находится в стадии заключения):

1) строительство ПС 110 кВ Костриково с установкой двух трансформаторов мощностью 16 МВА каждый;

2) строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Полевская - Гвоздика с отпайкой на ПС Диорит и от ВЛ 110 кВ Дегтярка - Макарцево с отпайкой на ПС Верхнее Макарово до ПС 110 кВ Костриково.

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 85 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ООО "ЕвразЭнергоТранс" от 20.09.2019 N НТФ ЕЭТ 21Н-2-22):

1) установка на ПС 110 кВ Коксовая трансформатора 110/35 кВ мощностью 63 МВА;

2) расширение ОРУ 110 кВ на ПС 110 кВ Коксовая на одну линейную ячейку с установкой выключателя 110 кВ с номинальным током не менее 789 А.

Кроме этого, планируется реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" максимальной мощностью энергопринимающих устройств 790 кВт (договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ООО "ЕвразЭнергоТранс" от 13.10.2020 N НТФ ЕЭТ 21Н-2-26).

В действующих технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" к электрическим сетям ООО "ЕвразЭнергоТранс" максимальной мощностью 790 кВт (дополнительно к существующей 1710 кВт, существующие энергопринимающие устройства относятся ко II категории надежности электроснабжения), являющихся приложением к договору от 13.10.2020 N НТФ ЕЭТ 21Н-2-26, заявлена II категория надежности электроснабжения вновь присоединяемых энергопринимающих устройств (в соответствии с пунктом 1.2.20 ПУЭ II категория надежности электроснабжения предусматривает питание потребителей от двух независимых источников). В настоящее время на ПС 110 кВ Обжиговая установлен один трансформатор Т-1 110/6 кВ мощностью 6,3 МВА и имеется связь по электрической сети 6 кВ ЗРУ 6 кВ ПС 110 кВ Обжиговая с ПС 35/6 кВ Аглофабрика ГБР. Требования к электроснабжению энергопринимающих устройств II категории надежности электроснабжения не могут быть обеспечены за счет существующей КЛ 6 кВ от ПС 35/6 кВ Аглофабрика ГБР до ПС 110 кВ Обжиговая (принадлежит другому собственнику - ОАО "ВГОК"): длительно допустимая токовая нагрузка существующей КЛ 6 кВ от ПС 35/6 кВ Аглофабрика ГБР до ПС 110 кВ Обжиговая составляет 135 А при температуре 25 град. C, в то время как требуемая допустимая токовая нагрузка исходя из существующей и перспективной нагрузки АО "ЕВРАЗ-НТМК" составляет 290 А при температуре 25 град. C. В соответствии с письмом ОАО "ВГОК" от 17.03.2021 N 12-14-137 отсутствует техническая возможность транзита мощности через сети ОАО "ВГОК" между ПС 110 кВ Обжиговая и ПС 35/6 кВ Аглофабрика ГБР.

В связи с этим для организации второго независимого источника на ПС 110 кВ Обжиговая в технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" к электрическим сетям ООО "ЕвразЭнергоТранс" максимальной мощностью 790 кВт предусмотрено мероприятие по установке второго трансформатора 110/6 кВ.

В соответствии с договором от 13.10.2020 N НТФ ЕЭТ 21Н-2-26 об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям существующая и вновь присоединяемая максимальная мощность энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" составляет 2500 кВт (эффект совмещения максимумов нагрузки не учитывается, поскольку другие потребители на ПС 110 кВ Обжиговая отсутствуют).

На основании активной нагрузки АО "ЕВРАЗ-НТМК", планирующего технологическое присоединение к ПС 110 кВ Обжиговая в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции), расчетная величина загрузки вновь устанавливаемого трансформатора Т-2 при отключении Т-1 составит 2,78 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 4 МВА.

Таким образом, для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" к ПС 110 кВ Обжиговая исходя из допустимой токовой нагрузки Т-2 в схеме, сложившейся после отключения Т-1, требуется установка на ПС 110 кВ Обжиговая второго трансформатора мощностью 4 МВА.

Параграф 13. ВЫПОЛНЕНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДОПУСТИМЫХ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РЕЖИМА ДЛЯ ЭНЕРГОРАЙОНОВ, ОТНЕСЕННЫХ К "УЗКИМ" МЕСТАМ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Выполнение мероприятий, необходимых для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима для энергорайонов, отнесенных к "узким" местам энергосистемы Свердловской области, исключит необходимость ввода ГВО в различных схемно-режимных ситуациях. Подробное описание мероприятий, необходимых для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений, приведено в главе 19 настоящих схемы и программы.

Параграф 14. РЕКОНСТРУКЦИЯ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Перечень технических условий на технологическое присоединение, учтенных при выполнении расчетов по определению загрузки трансформаторного оборудования, сформирован на основании перечней технических условий на технологическое присоединение, направленных Письмами АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533, филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080 и Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ, и приведен в приложении N 8 к настоящим схеме и программе.

Обоснования по реконструкции объектов электросетевого хозяйства, приведенные в настоящей главе, выполнены с учетом Писем АО "ЕЭСК" от 24.03.2021 N ЕЭСК/001/123/1533, филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080 и Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ, содержащих значения ИТС, год ввода в эксплуатацию, перегрузочную способность трансформаторов, возможность перевода нагрузки на другие центры питания и другие необходимые материалы.

Параграф 15. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ ТУГУЛЫМ

По состоянию на 1 февраля 2021 года на ПС 110 кВ Тугулым установлены:

1) Т-1 мощностью 6,3 МВА (ТМН-6300/110/10, введен в эксплуатацию в 1972 году, текущий ИТС равен 80,25);

2) Т-2 мощностью 10 МВА (ТДН-10000/110/10, введен в эксплуатацию в 1973 году, текущий ИТС равен 80,25).

Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080.

Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные Приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229" (далее - Приказ от 08.02.2019 N 81). Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 27.

По результатам анализа контрольных замеров 2016 - 2020 годов наиболее тяжелые режимно-балансовые ситуации, при которых могла возникнуть перегрузка трансформаторного оборудования, имели место в зимний период 2016 года, однако характерная данному центру питания загрузка трансформаторного оборудования на основании того же анализа имела место в 2017 году, она и принята для дальнейших расчетов. В качестве расчетной температуры принята температура, равная 0 град. C, соответствующая наименее холодному значению для ОЭС Урала в зимний период.

Максимальная загрузка ПС 110 кВ Тугулым по данным зимнего контрольного замера 2017 года составила 8,88 МВт.

При отключении Т-2 загрузка обмотки 110 кВ оставшегося в работе Т-1 мощностью 6,3 МВА могла составить 49,53 А (1,36 о. е. от Iддтн = 1,15 x Iном = 36 А при 0 град. C) и превысила бы длительно допустимую.

Перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 12.03.2021 N СЭ/01/21/2080).

На основании анализа максимальной фактической загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Тугулым (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 при отключении Т-2 составит 9,87 МВА. Необходима замена Т-1 на трансформатор мощностью не менее 9,87 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 10 МВА.

Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Тугулым с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 0,03 МВт.